20210910PAC to Staff Utah Wildland Fire Protection Plan.pdf

1407 W North Temple, Suite 330
Salt Lake City, Utah 84114

June 1, 2020

VIA ELECTRONIC FILING

Utah Public Service Commission
Heber M. Wells Building, 4th Floor
160 East 300 South
Salt Lake City, UT 84114

Attention: Gary Widerburg
Commission Administrator

RE: Docket No. 20-035-28
Rocky Mountain Power’s Utah Wildland Fire Protection Plan

Pursuant to Utah Code § 54-24-201(3), PacifiCorp, d.b.a. Rocky Mountain Power, (“the
Company”) hereby submits its comprehensive wildland fire projection plan.

The Company respectfully requests that all formal correspondence and requests for additional
information regarding this filing be addressed to the following:

By E-mail (preferred): [e-mail]
[e-mail]
[e-mail]
[e-mail]

By regular mail: Data Request Response Center
PacifiCorp
825 NE Multnomah, Suite 2000
Portland, OR 97232

Informal inquiries may be directed to Jana Saba at [phone].

Sincerely,

Joelle Steward
Vice President, Regulation

Enclosures

Utah Wildland Fire 
Protection Plan 

June 1, 2020 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 1 of 85
Table of Contents 
Definition of Common Acronyms ............................................................................................................................ 4 
Introduction and Cost Summary ............................................................................................................................. 5 
Plan Cost Summary ................................................................................................................................................. 6 
1. Risk Analysis and Drivers ..................................................................................................................................... 8 
1.1. Methodology for Identifying and Evaluating Risk ....................................................................................... 8 
1.2. Asset Inventory in the FHCA ...................................................................................................................... 15 
1.3. State‐Specific Fire History and Causes ...................................................................................................... 16 
1.4. Assessment of Electric Utility‐Related Fire Ignition Risk ........................................................................... 19 
1.5. Risk Assessment Conclusions ..................................................................................................................... 28 
2. Operational Practices ........................................................................................................................................ 28 
2.1. System Operations .................................................................................................................................... 28 
2.2. Field Operations ........................................................................................................................................ 30 
3. Inspection and Correction ................................................................................................................................. 33 
3.1. Current Inspection and Correction Programs ............................................................................................ 34 
3.2. Proposed Inspection and Correction Programs ......................................................................................... 35 
4. Vegetation Management .................................................................................................................................. 36 
4.1. Regular Vegetation Management Program .............................................................................................. 37 
4.2. New Wildland Fire Protection Strategies .................................................................................................. 40 
5. Environmental ................................................................................................................................................... 43 
5.1. Description of the Existing Avian Protection Plan ..................................................................................... 43 
5.2. Description of the New Wildlife Protection Plan ....................................................................................... 45 
5.3. Other Environmental Considerations ........................................................................................................ 49 
6. Construction Standards ..................................................................................................................................... 51 
7. System Hardening ............................................................................................................................................. 53 
7.1. FHCA Line Rebuild Program....................................................................................................................... 54 
7.2. Pole Replacement Program ....................................................................................................................... 59 
7.3. Fireproof Mesh Wrapping ......................................................................................................................... 59 
7.4. Relays for Advanced System Protection Program ..................................................................................... 60 
7.5. Non‐Expulsion Fuse Installation Program ................................................................................................. 60 
8. New Construction .............................................................................................................................................. 61 
8.1. Line Extensions .......................................................................................................................................... 61 
9. Situational Awareness ....................................................................................................................................... 64 
10. Public Safety Power Shutoff (PSPS) ................................................................................................................. 66 
10.1. Methodology ........................................................................................................................................... 66 
10.2. Methodology for Selecting PSPS Areas ................................................................................................... 67 
10.3. Description of PSPS Areas ....................................................................................................................... 67 
10.4. Implementation Protocols ....................................................................................................................... 75 
10.5. Communication Plan ............................................................................................................................... 78 
10.6. PSPS Mitigation Activities ....................................................................................................................... 79 
11. Emergency Management and Response ......................................................................................................... 80 
11.1. General Description ................................................................................................................................. 80 
11.2. Emergency Response / Service Restoration ............................................................................................ 81 
11.3. Community Outreach / External Collaboration ....................................................................................... 82 
11.4. Training, Exercises and Continuous Improvement .................................................................................. 83 
12. Performance Metrics and Monitoring ............................................................................................................. 84 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 2 of 85

Figures 
 Figure 1. Utility Fire Risk Conceptual Model  ......................................................................................................... 8 
 Figure 2. Study Area for Fire Risk Mapping Project ............................................................................................... 9 
 Figure 3. Grid Code of Jenks Natural Breaks ....................................................................................................... 11 
 Figure 4. Utah Statewide FHCA Perimeters ......................................................................................................... 12 
 Figure 5. Salt Lake City Metro FHCA Perimeters ................................................................................................. 13 
 Figure 6. Weber and Morgan Counties FHCA Perimeters ................................................................................... 14 
 Figure 7. Carbon, Sanpete and Utah Counties FHCA Perimeters......................................................................... 15 
 Figure 8. Washington, Iron and Garfield Counties FHCA Perimeters .................................................................. 15 
 Figure 9. Fire History Ignition Source in Utah  ..................................................................................................... 17 
 Figure 10.Fire History Total Acres Burned in Utah .............................................................................................. 17 
 Figure 11. 2008–2019 Fire History Ignition Sources by Count and by Acres for the State of Utah;  
Percentages of Total Incidents ............................................................................................................... 18 
 Figure 12. 2008–2019 Cumulative Acres Burned by Day of the Year in Utah. .................................................... 19 
 Figure 13. Cumulative Distribution of Outage Category Grouped by Year ......................................................... 20 
 Figure 14. Cumulative Distribution of Outage Category Grouped by Outage Category ..................................... 21 
 Figure 15. Cumulative Distribution of Equipment Failure Outages ..................................................................... 22 
 Figure 16. Cumulative Distribution of Contact From Object Outages ................................................................. 22 
 Figure 17. Cumulative Distribution of Outage Category Grouped by Year and Fire Season ............................... 23 
 Figure 18. Cumulative Distribution of Outage Category Within FHCA and During Fire Season .......................... 24 
 Figure 19. Cumulative Distribution of Outages Within FHCA and During Fire Season by Outage Category ....... 25 
 Figure 20. Percentage of Events by Category Within the FHCA, 2015–2019 ...................................................... 25 
 Figure 21. Equipment Subcategories Within the FHCA and During Fire Season  ................................................ 26 
 Figure 22. Contact from Object Subcategories Within the FHCA and During Fire Season  ................................. 26 
 Figure 23. Percent of Outages by Cause Category Occurrence from 2015–2019, Inside and Outside the FHCA 27 
 Figure 24. Symbol for “FHCA Exempt” ................................................................................................................ 52 
 Figure 25. Symbol for “FHCA Non‐Exempt”  ........................................................................................................ 53 
 Figure 26. Map of Public Safety Power Shutoff Area in Northern Utah .............................................................. 68 
 Figure 27. Map of Little Cottonwood Canyon Public Safety Power Shutoff Area ................................................ 69 
 Figure 28. Map of Mouth of Big Cottonwood Canyon Public Safety Power Shutoff Area ................................... 69 
 Figure 29. Map of Olympus Cove and Millcreek Canyon Public Safety Power Shutoff Area ............................... 70 
 Figure 30. Map of Mountain Dell Public Safety Power Shutoff Area ................................................................... 70 
 Figure 31. Map of Summit Park Public Safety Power Shutoff Area ..................................................................... 71 
 Figure 32. Park City Public Safety Power Shutoff Area ........................................................................................ 72 
 Figure 33. Map of Jordanelle North Shore Public Safety Power Shutoff Area ..................................................... 73 
 Figure 34. Map of Wasatch Mountain Public Safety Power Shutoff Area........................................................... 74 
 Figure 35. Map of Wallsburg / Sundance Public Safety Power Shutoff Area ...................................................... 74 
 Figure 36. Map of Cedar City Public Safety Power Shutoff Area ......................................................................... 75 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 3 of 85
Tables 
Table 1. Rocky Mountain Power's Utah Wildland Fire Protection Implementation Summary – Capital ............... 7 
Table 2. Rocky Mountain Power's Utah Wildland Fire Protection Implementation Summary – O&M .................. 7 
Table 3. Primary Asset Categories  ....................................................................................................................... 16 
Table 4. Breakdown of Utah Assets in the FHCA .................................................................................................. 16 
Table 5. Rocky Mountain Power's Outage Categories ......................................................................................... 20 
Table 6. Outage Subcategories for Object Contact and Equipment Failure ......................................................... 21 
Table 7. Frequency of Outages by Cause Category .............................................................................................. 27 
Table 8. Water Truck Resources ........................................................................................................................... 33 
Table 9. Current and Proposed Inspection Frequency in the FHCA ...................................................................... 36 
Table 10. Current and Proposed Correction Timeframes for Fire Risk Conditions in the FHCA ............................ 36 
Table 11. Distribution Minimum Vegetation Clearance Specifications for a Three‐Year Cycle ............................ 38 
Table 12. Transmission Minimum Vegetation Clearance by Transmission Line Voltage ..................................... 39 
Table 13. Distribution Minimum Vegetation Clearance Specifications in the FHCA ............................................ 41 
Table 14. PSPS Emergency Operations Roles ....................................................................................................... 77 
Table 15. Rocky Mountain Power Wildfire Mitigation Plan Roles and Responsibilities ....................................... 85 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 4 of 85

Definition of Common Acronyms 
 ANSI   American Nation Standards Institute 
 APLIC   Avian Power Line Interaction Committee 
 APP   Avian Protection Plan 
 BLM   Bureau of Land Management 
 BMP   Best Management Practices 
 CONDFRAY   Conductor Frayed or Damaged 
 EEI   Edison Electric Institute 
 ELMFIRE   Eulerian Level Set Model for Fire Spread 
 EOC   Emergency Operations Center 
 ESF   Emergency Support Functions 
 FFSL   Utah Division of Forestry, Fire and State Lands 
 FFWI   Fosberg Fire Weather Index 
 FHCA   Fire High Consequence Area 
 FPI   Facility Point Inspection 
 GIS   Geographic Information System 
 GUYMARK   Missing or broken guy marker 
 ICP   Incident Command Post 
 ICS   Incident Command System 
 IVM   Integrated Vegetation Management 
 JIS   Joint Information System 
 kV   Kilovolt 
 MBTA   Migratory Bird Treaty Act 
 MVCD   Minimum Vegetation Clearance Distance 
 NARR   North American Regional Reanalysis 
 NESC   National Electric Safety Code 
 NGO   Nongovernmental organization 
 NIMS   National Incident Management System 
 O&M   Operations & Maintenance 
 OH   Overhead 
 PSPS   Public Safety Power Shutoff 
 T&D   Transmission and Distribution 
 USFS   United States Forest Service 
 USFWS   United States Fish and Wildlife Service 
 WITS   Wildlife Incident Tracking System 
 WPP   Wildlife Protection Plan 
 WRF   Weather Research and Forecasting 
 WRI   Watershed Restoration Initiative 
 ZOP   Zone of Protection 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 5 of 85
Introduction and Cost Summary 
Rocky Mountain Power is submitting this wildland fire protection plan under UTAH CODE § 54‐24‐
201. Due to the growing threat of catastrophic wildfire in the western United States, Rocky 
Mountain Power has developed a comprehensive plan for wildfire mitigation efforts in all of its 
service territories. This plan specifically guides the mitigation strategies that will be deployed in 
Utah. These efforts are designed to reduce the probability of utility related wildfires, as well as 
to mitigate the damage to Rocky Mountain Power facilities because of wildfire. 
Wildfire has long been an issue of notable public concern. Due to the potential for fire caused 
by sparks emitted from electrical facilities, wildfire mitigation is of particular concern for electric 
utilities. Trends in the growth of wildfire size and intensity have magnified these concerns. 
Despite efforts of fire suppression agencies and increased suppression budgets, wildfires have 
continued to grow in number, size and intensity. Increased human development in the wildland‐
urban interface, the area where people (and their structures) are intermixed with, or located 
near, substantial wildland vegetation, has exacerbated the costs of wildfire damage in terms of 
both  harm  to  people  and  property  damage.  A  wildfire  in  an  undeveloped  area  can  have 
ecological consequences – some positive, some negative – but a wildfire in an undeveloped area 
will not, generally, directly affect large numbers of people. A wildfire engulfing a developed area, 
on the other hand, has catastrophic consequences on people and property. 
The relationship between wildfire and public utilities has been brought to the forefront by 
recent  developments  in  California,  resulting  in  substantial  loss  of  human  life  and  property 
damage.1 Although Utah does not have the same degree of wildfire risk as some other places 
(such as California due, among other factors, to its unique Santa Ana winds), the wildfire risk in 
Utah is still substantial. The general trend toward larger and more destructive fires is not unique 
to California. In 2018, for example, multiple western states had wildfires exceeding 100,000 
acres, including Oregon (Klondike Fire and Boxcar Fire), Nevada (Martin Fire and Sugarloaf Fire), 
and Utah (Pole Creek Fire). 
The  state  of  Utah  has  recognized  and  emphasized  the  risk  of  wildfire  for  many  years.  For 
example, following the difficult 2012 wildfire season, the state of Utah responded with the 
publication of the Catastrophic Wildfire Reduction Strategy, which recognizes the long‐term 
trend toward larger and more destructive wildfires. Since 2012, Utah has witnessed a growing 
risk of wildfire. Utah experienced one of its worst, if not very worst, wildfire seasons in 2018, 
including the Trail Mountain Fire, the Dollar Ridge Fire, and the Pole  Creek Fire. Due to a 
particularly wet year in 2019, with precipitation well spread through the warmer months, Utah 
had a relatively low wildfire impact year in 2019. A low‐impact year, however, can add to the 
fuel inventory and increase the risk during subsequent seasons. Vigilance will be warranted in 

1 The October 2017 “firestorm” in northern California; the December 2017 Thomas Fire north of Los Angeles,
California; the July 2018 Carr Fire near Redding, California; and the November 2018 Camp Fire, which decimated
the city of Paradise, California.

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 6 of 85

2020  and  beyond.  Accordingly,  Rocky  Mountain  Power  is  committed  to  making  long‐term 
investments to reduce the chances of catastrophic wildfire. 
The preventative measures described in this wildland fire protection plan include proactive 
investments to construct, maintain and operate electrical lines and equipment in a manner that 
minimizes the risk of catastrophic wildfire. In evaluating which engineering, construction and 
operational strategies to deploy, Rocky Mountain Power was guided by the following core 
principles: 
 Frequency of ignition events related to electric facilities can be reduced by engineering 
more resilient systems that experience fewer fault events. 
 When a fault event does occur, the impact of the event can be minimized using 
equipment and personnel to isolate the fault event. 
 Systems that facilitate situational awareness and operational readiness are central to 
mitigating fire risk and its impacts. 
 A successful plan must also consider the impact on Utah customers and Utah 
communities, in the overall objective to provide reliable, safe and affordable electric 
service. 
The strategies embodied in this plan are evolving and are subject to change. As new analyses, 
technologies,  practices,  network  changes,  environmental  influences  or  risks  are  identified, 
modifications may be incorporated into future iterations of the plan, as contemplated in UTAH 
CODE § § 54‐24‐201(3)(a)(ii). 
Plan Cost Summary 
The following tables present a summary of the planned mitigation activities, the total estimated 
costs and the planned timeframe for implementation. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 7 of 85
Table 1. Rocky Mountain Power's Utah Wildland Fire Protection  
 Implementation Summary – Capital 
Incremental  
Capital in  
$ millions  
 2020   2021   2022   2023   2024   2025   2026   Total  
Mitigation  
Program  
Advanced  
Protection and  
Control  
 $ 3,253,786    $ 3,003,944   $ 2,255,000   $ 955,000   $ 265,000  $ 265,000    $ 265,000   $ 10,262,730 
Environmental    $ 241,728    $ 232,128    $ 232,128   $ 232,128   $ 232,128   $ 232,128    $ 232,128   $ 1,634,496  
Inspect and 
Correct  
 $ 1,000,000    $ 1,500,000   $ 1,500,000   $ 1,500,000   $ 1,500,000   $ 1,500,000    $ 1,500,000  $ 10,000,000 
Operational 
Practices  
 $ 2,882,769    $ 1,013,750             $ 3,896,519  
Situational  
Awareness  
 $ 445,000    $ 240,000    $ 150,000   $ 112,000       $ 112,000   $ 1,059,000  
System 
Hardening  
 $ 29,558,134  $ 44,701,727  $ 45,996,966  $ 37,651,673  $ 25,749,652  $ 20,009,524  $ 10,029,690  $ 213,697,366 
Total   $ 37,381,417  $ 50,691,549  $ 50,134,094  $ 40,450,801  $ 27,746,780  $ 22,006,652  $ 12,138,818  $ 240,550,111 
Table 2. Rocky Mountain Power's Utah Wildland Fire Protection  
Implementation Summary – O&M 
Incremental O&M in $ millions   2020  2021  2022  2023  2024   2025   2026  Total 
Mitigation Program  
Vegetation Inspections, Mitigation, Pole Clearing – 
Distribution  
 $ 1.5   $ 1.3   $ 1.3   $ 1.3   $ 1.3    $ 1.3    $ 1.3  $ 9.1 
Vegetation Inspections, Mitigation, Pole Clearing – 
Transmission  
 $ 0.3   $ 0.3   $ 0.3   $ 0.3   $ 0.3    $ 0.3    $ 0.3  $ 1.8 
FHCA Inspections    $ 0.8   $ 0.9   $ 0.9   $ 0.9   $ 1.0    $ 0.9    $ 0.9  $ 6.3 
Condition Corrections – Distribution    $ 1.1   $ 1.1   $ 1.1   $ 1.1   $ 1.1    $ 1.1    $ 1.1  $ 7.7 
Condition Corrections – Transmission    $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1    $ 0.1    $ 0.1  $ 0.5 
Weather Station Maintenance, Tool Development, 
Community Meetings, Advertising – Other  
 $ 0.2   $ 0.2   $ 0.2   $ 0.2   $ 0.2    $ 0.2    $ 0.2  $ 1.3 
Fault Anticipator ‐ Other    $ ‐    $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1    $ 0.1    $ 0.1  $ 0.6 
Environmental – Wildlife Protection Program, Habitat 
Enhancements, Other – Distribution  
 $ 0.1   $ 0.4   $ 0.4   $ 0.4   $ 0.4    $ 0.4    $ 0.4  $ 2.5 
Environmental – Wildlife Protection Program, Habitat 
Enhancements, Other – Transmission  
 $ 0.0   $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1   $ 0.1    $ 0.1    $ 0.1  $ 0.4 
Patrolling Costs, Field Response (PSPS) – Other    $ 0.2   $ 0.2  $ 0.2   $ 0.2   $ 0.2    $ 0.2    $ 0.2  $ 1.4 
Alert Wildfire Cameras – Other    $ 0.1   $ 0.3   $ 0.3   $ 0.2   $ 0.3    $ 0.3    $ 0.2  $ 1.5 
Wood Pole Wrap     $ ‐    $ 0.1   $ ‐    $ ‐    $ ‐    $ ‐    $ ‐   $ 0.1 
Total   $ 4.3  $ 5.0  $ 4.8  $ 4.8  $ 4.9   $ 4.8   $ 4.7  $ 33.2 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 8 of 85

1. Risk Analysis and Drivers  
1.1. Methodology for Identifying and Evaluating Risk 
This risk evaluation process employs the concept that the risk is essentially the product of the 
likelihood of a specific risk event times the impact of the event. The likelihood, or probability, of 
an event is an estimate of a particular event occurring within a given time frame. The impact of 
the event is an estimate of the effect when an event occurs. Impact can be evaluated using a 
variety of factors, including considerations centered on health and safety, the environment, 
customer satisfaction, system reliability, and financial implications. As discussed below, the risk 
analysis in this plan focuses on the potential impact in harm to people and damage to property. 
1.1.1. Modeling Rocky Mountain Power’s Wildfire Risk 
A disruption of normal operations on the electrical network, called a “fault” in the industry, 
could be a possible ignition source for wildfire. Under certain weather conditions and in the 
vicinity of wildland fuels, an ignition can grow into a harmful wildfire, potentially even growing 
into a catastrophic fire causing great harm to people and property. This general relationship is 
shown in the Venn diagram below. 

 Figure 1. Utility Fire Risk Conceptual Model  
Rocky Mountain Power’s risk analysis first concentrates on weather conditions and ignitable 
fuels,  to  identify  the  geographic  areas  in  Rocky  Mountain  Power’s  service  territory  at  the 
greatest risk of catastrophic fire. The analysis also explores Utah’s fire history, its recorded 
causes,  the  acreage  impact  of  the  fires,  and  the  seasonality  of  fires.  The  analysis  further 
considers historical outage data, reflecting the best available data regarding the potential for 
faults on the electrical system.  

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 9 of 85
Rocky  Mountain  Power’s  analysis  of  the  wildfire  risk  in  Utah  took  advantage  of  a  larger 
PacifiCorp effort across all of its service territory states.2 In 2018 and 2019, PacifiCorp completed 
a wildfire risk analysis for Utah, Idaho, Wyoming, Oregon, and Washington. This effort was 
patterned after the methodology developed after a long and iterative process in California, in 
which PacifiCorp participated because of its California service territory. To take advantage of 
that  experience,  PacifiCorp  engaged  fire‐science  engineering  firm  REAX  Engineering  Inc.  to 
identify areas of elevated wildfire risk, which were ultimately designated with the name of Fire 
High Consequence Areas (FHCA). 
PacifiCorp and REAX first identified the general geographic areas subject to the risk analysis, 
which included all of PacifiCorp’s service territory and a 25‐mile radius study area around all 
PacifiCorp‐owned transmission lines, as shown below: 
Topography (elevation, slope, aspect) segmented into 2‐km‐square cells: 

 Figure 2. Study Area for Fire Risk Mapping Project 

2 Rocky Mountain Power is the division of PacifiCorp that has service territory in Utah, Idaho, and Wyoming,
Pacific Power is the division of PacifiCorp that has service territory in California, Oregon, and Washington.

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 10 of 85

REAX then conducted a wildfire risk analysis on this area. REAX used the following data and 
processes: 
 1. Topography of the land, including elevation, slope and aspect 
 2. Fuel data (from a dataset known as LANDFIRE3) with 30 m pixel resolution, calibrated 
against one of 40 “fuel models4,” which quantify fuel loading, fuel particle size and other 
quantities needed by fire models to calculate rate of spread 
 3. Weather Research and Forecasting (WRF), resulting in climatology derivative from North 
American Regional Reanalysis (NARR) with resolution at 32 km, which is a hybrid of 
weather modeling and surface weather observations (including temperature, relative 
humidity, wind speed/direction, and precipitation, weather balloon observations of wind 
speed/direction and atmospheric, sea surface temperatures from buoys, satellite imagery 
for cloud cover and precipitation).5 
 4. Historical fire weather days spanning the period from January 1, 1979 through December 
31, 2017, determined by calculating the Fosberg Fire Weather Index, modified to recognize 
off‐season moisture, as measured by Schroeder’s ember ignition probability Pign.6 
 5. Estimated live fuel moisture 
 6. Ignition modeling, using Monte Carlo‐simulated ignition scenarios 
 7. Fire spread modeling, Eulerian Level Set Model for Fire Spread (ELMFIRE), which is 
software for modeling wildland fire spread; ELMFIRE is used to run Monte Carlo‐simulated 
burn scenarios that incorporate impacts to populations (by using the proxy of structures 
involved in any burn scenario, based on census tract data7), climatology, using spread 
algorithms developed in Eulerian Level Set Model for Fire Spread (ELMFIRE), conducted 
over a six‐hour burn period, where fire type (surface, passive crown or active crown fire) in 
combination with flame length is critical to quantify output metrics including fire size 
(acres), fire volume (acre‐ft) and the number of structures within the fire perimeter. 
Through this process, individual blocks of geographic area, each 2 kilometer square, received a 
grid score corresponding to its relative wildfire risk. To establish the Fire High Consequence Area 
(FHCA), REAX used the prior California mapping project for calibration and assigned cell scores 
correlating with California statewide cell scores. This approach enabled an “apples‐to‐apples” 

3https://www.landfire.gov/datatool.php
4https://www.landfire.gov/fbfm40.php
5 Essentially, a weather model similar to WRF assimilates/ingests several thousand weather observations over a
three-hour period and then uses that information to create a 3D representation of the atmosphere every three hours.
This includes not only surface (meaning near ground level) quantities but also upper atmosphere quantities as well.
The NARR dataset is available from 1979 (when modern satellites first became available) to current day (with a
lag of a few weeks).
6This metric MFFWI, was calculated in three-hour intervals for the time period of 1979–2017, and averaged over a
six-hour period, since the early hours of a large fire are significant predictors for most catastrophic fires. The
largest values were extracted, which involved about 200 days of hourly climatology inputs.
7http://www2.census.gov/geo/tiger/TIGER2010/TABBLOCK/2010/tl_2010_06_tabblock10.zip,
ftp://ftp2.census.gov/geo/tiger/TIGER2010BLKPOPHU/tabblock2010_06_pophu.zip

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 11 of 85
comparison to the results of that prior project, so that the relative degree of wildfire risk in areas 
of other states could be compared to the risk in areas of California. REAX then used geographic 
information system (GIS) software algorithm “Jenks natural breaks” to segment areas into 33 
families of risk areas8, so that all cell areas were given a score from 0 to 32, as shown in Figure 
3. Cell values do not imply direct mathematical relationships, but rather indicate bins of relative 
catastrophic wildfire risk, when population density is factored into the weighting process. 

 Figure 3. Grid Code of Jenks Natural Breaks 
After REAX completed the computer modeling, a “ground‐truthing” activity was completed by 
evaluating historical fire perimeters, existing Rocky Mountain Power facility equipment, and 
local conditions. The ground‐truthing exercise generally validated the modelling performed by 
REAX and resulted in some relatively minor adjustments to the preliminary boundaries. Rocky 

8https://www.spatialanalysisonline.com/extractv6.pdf

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 12 of 85

Mountain  Power  plans  to  make  an  annual  review  of  the  FHCA  boundaries  and  may  make 
adjustments,  based  on  updated  modeling,  integration  of  other  risk  assessment  tools,  and 
knowledge of local conditions. 
The resulting Utah FHCA, together with magnified views on certain FHCA areas, is shown in the 
following figures. 

 Figure 4. Utah Statewide FHCA Perimeters 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 13 of 85

 Figure 5. Salt Lake City Metro FHCA Perimeters 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 14 of 85

 Figure 6. Weber and Morgan Counties FHCA Perimeters 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 15 of 85

 Figure 7. Carbon, Sanpete and Utah Counties FHCA Perimeters 

 Figure 8. Washington, Iron and Garfield Counties FHCA Perimeters 
1.2. Asset Inventory in the FHCA 
In Utah, Rocky Mountain Power provides electricity to over 950,000 customers via over 500 
substations and 18,000 miles of overhead transmission and distribution lines, across a service 
territory  encompassing  nearly  58,900  square  miles.  The  three  primary  categories  of  assets 
subject to wildfire mitigation treatment are described as follows: 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 16 of 85

Table 3. Primary Asset Categories  
Asset 
Classification 
Asset Description  
Transmission 
Line Assets  
Include conductor, transmission structures, and switches operating at a higher level voltage 
(typically, any line operating at or above 46 kV is a transmission line). 
Distribution 
Line Assets  
Include overhead conductor, underground cabling, transformers, voltage regulators, 
capacitors, switches, line protective devices, operating at a lower voltage (again, typically less 
than 46 kV). 
Substation 
Assets  
Include major equipment such as power transformers, voltage regulators, capacitors, reactors, 
protective devices, relays, open‐air structures, switchgear and control houses.  
Many wildfire mitigation strategies are focused on assets located in the FHCA. PacifiCorp has 
489 miles of distribution line, 210 miles of transmission line and 26 substations located in the 
FHCA. The following table includes the breakdown of Rocky Mountain Power's Utah assets in 
the FHCA. 
Table 4. Breakdown of Utah Assets in the FHCA 
Asset   Total  FHCA 
 Line‐Miles   Line‐Miles   %  
OH Transmission   7077 210   3.0% 
46 kV Transmission Lines   2075  79   3.8% 
69 kV Transmission Lines   549 17   3.0% 
138 kV Transmission Lines   1969  90   4.6% 
230 kV Transmission Lines   564 11  2.0% 
345 kV Transmission Lines   1918  14   0.7% 

OH Distribution   10937 489   4.5% 

OH Lines ‐ Miles   18014 699   3.9% 

Substations   503  26   5% 
1.3. State‐Specific Fire History and Causes 
To further develop an understanding of wildfire risks in both the state and company service 
territory, Rocky Mountain Power analyzed Utah fire history and ignition sources from 2008 
through 2019, using data from the Utah Division of Forestry, Fire and State Lands (FFSL). Ignition 
sources, both by number of ignitions in a given category, and by the amount of acres burned by 
ignitions in a particular category, are shown in the figures below. Whether assessed by the 
number of ignitions or by the acres burned from a particular cause, lightening was the leading 
cause of wildfire in Utah over the prior decade. The miscellaneous category next is the next 
largest category. The miscellaneous category includes ignition causes attributed to power lines, 
fireworks, firearms and others. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 17 of 85

 Figure 9. Fire History Ignition Source in Utah  

 Figure 10. Fire History Total Acres Burned in Utah 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 18 of 85

The same data, expressed as a percentage of the total in a pie chart format, is shown in the 
figures  below.  The  equipment  category  accounts  for  approximately  19%  of  the  number  of 
ignitions and 23% of ignitions by acres burned. 

 Figure 11. 2008–2019 Fire History Ignition Sources by Count and by Acres for the State of Utah; 
Percentages of Total Incidents 
1.3.1. Determining Historical Fire Season 
Rocky Mountain Power plotted the cumulative acres burned against the day of the year for the 
12‐year period from 2008 to 2019. While it does not mean that a wildfire cannot occur outside 
of fire season, the following figure supports the general conclusion that June 1 through October 
1 is a good representation for when fire risk is elevated for the state as a whole. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 19 of 85

 Figure 12. 2008–2019 Cumulative Acres Burned by Day of the Year in Utah. 
1.4. Assessment of Electric Utility‐Related Fire Ignition Risk 
Outage data is the best available data to correlate an identifiable event on the electrical network 
to the risk of a utility‐related wildfire. There is a logical physical relationship, when a fault creates 
a spark, there is a risk of fire. An outage – which is when a line is unintentionally de‐energized – 
is most often rooted in a fault. Accordingly, the company has closely analyzed the causes and 
frequency of outages. This analysis is geared to determine which mitigation strategies are best 
suited to minimize fault events, thereby reducing the risk of fire.  

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 20 of 85

1.4.1. General Outage Categories 
Rocky Mountain Power maintains outage records in the normal course of business, as part of 
Rocky Mountain Power’s historical efforts to assess service reliability. These records document 
the frequency, duration and cause of outages. For purposes of this wildfire risk assessment, the 
company has created nine categories of outage events, with each category related to a type of 
wildfire risk. Those categories are listed in the following table: 
Table 5. Rocky Mountain Power's Outage Categories 
Outage Categories 
Contact From Object  
Contamination  
Equipment Failure  
Normal Operation  
Other  
Unknown  
Vandalism/Theft  
Contact From Third Party  
Using the historical distribution outage data, for the years 2015 to 2019, each individual outage 
was assigned to one of the outage categories listed above. The results of such categorization 
are shown in the following tables: 

 Figure 13. Cumulative Distribution of Outage Category Grouped by Year 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 21 of 85

 Figure 14. Cumulative Distribution of Outage Category Grouped by Outage Category 
1.4.2. Specific Outage Subcategories 
To further develop this analysis, the company broke two categories into subcategories. Because 
of  their  numerical  significance  and  because  of  their  potential correlation  with  sparks,  the 
general categories for “Contact From Object” and “Equipment Failure” were subdivided into the 
following groups: 
Table 6. Outage Subcategories for Object Contact and Equipment Failure 
Contact From Object   Animal contact 
Other (e.g., balloons) 
Vegetation contact 
Equipment Failure   Conductor 
Crossarm 
Cutout 
Insulator 
Lightning arrester 
Other 
Pole 
Sectionalizer 
Splice/clamp/connector 
Switch 
Transformer 
Voltage regulator 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 22 of 85

Again using the historical outage data, for the same years, each individual outage in the contact 
from object and equipment failure general categories was assigned to one of the subgroups 
listed above. The results are shown in the following table: 

 Figure 15. Cumulative Distribution of Equipment Failure Outages 

 Figure 16. Cumulative Distribution of Contact From Object Outages 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 23 of 85
1.4.3. Outages During Fire Season 
To determine whether any particular outage category occurred more frequently during the fire 
season, the company also evaluated the outage data from the perspective of time of year. Again 
using the same outage categories, the analysis counted outages occurring during fire season 
(June 1 through October 1) versus outages occurring the rest of the year. 

 Figure 17. Cumulative Distribution of Outage Category Grouped by Year and Fire Season 
This part of the analysis validated that there are no obvious aberrations in the data that would 
suggest that a particular outage type occurred with overwhelming frequency during fire season. 
In other words, the two main outage categories, equipment failure and contact from object, 
remain the largest outage causes, no matter the season. While the other categories remain 
constant through the year, the equipment failure category experiences the greatest seasonality 
decreasing during fire season and still remaining the greatest contributor. For this reason – and 
recognizing the general logic that faults during fire season are the greatest concern for wildfire 
mitigation – the company focused on the outage totals during fire season. As the data above 
shows, over the last five years, there has been a downward trend in the number of outages 
during fire season. One of the goals of this wildland fire protection plan is to continue that trend. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 24 of 85

1.4.4. Outages During Fire Season and Within the FHCA 
Rocky Mountain Power further analyzed the correlation to outage locations within the FHCA. As 
discussed above, the greatest risk of catastrophic wildfire is in the FHCA. Consequently, faults in 
the FHCA reflect the greatest potential ignition risks. Outages in the FHCA correlate to those 
faults of greatest concern.9 Consequently, the company identified the number of outages during 
fire season and in the FHCA. Those numbers are shown in the following table: 

 Figure 18. Cumulative Distribution of Outage Category Within FHCA and During Fire Season 
This same data is reorganized by general outage categories (and color coded by year), as follows: 

9There are some constraints on tying outage records to the FHCA. The determination of an FHCA outage is based
on the downstream topology within the operating device’s Zone of Protection (ZOP). The ZOP of a device includes
all lines downstream but not beyond any downstream auto isolating devices. Some portions of the ZOP may touch
the FHCA boundary and may not be entirely encompassed within.

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 25 of 85

 Figure 19. Cumulative Distribution of Outages Within FHCA and During  
Fire Season by Outage Category 
The following figures depict the same data as percentages of the total number of outages during 
the fire season: 

 Figure 20. Percentage of Events by Category Within the FHCA, 2015–2019 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 26 of 85

In sum, this subset of outages, occurring during fire season and in the FHCA, is used as a baseline 
data set for reference in both designing mitigation strategies aimed at reducing these numbers 
and measuring performance of the plan on a long‐term basis. 
1.4.5. Subcategories During Fire Season and Within the FHCA 
The complete analysis above affirms the general conclusion that the two categories of greatest 
concern are contact from objects and equipment failure. As discussed above, Rocky Mountain 
Power  analyzed  subcategories  within  these  two  leading  general  categories.  Applying  that 
distinction specifically to outages during the fire season and within the FHCA, the results are 
shown in the figures below: 

 Figure 21. Equipment Subcategories Within the FHCA and During Fire Season 

 Figure 22. Contact from Object Subcategories Within the FHCA and During Fire Season  

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 27 of 85
1.4.6. Comparison of Outages Outside the FHCA and Within the FHCA 
Again using historical data for outages during fire season, the company compared outage rates 
in the FHCA versus all other areas outside the FHCA. During fire season, equipment failure and 
contact from object remain the leading outage categories. Together, these categories total 54% 
of all outages within the FHCA and 68% outside the FHCA. The results of that exercise are shown 
in the following table and corresponding pie charts for the percent contribution of each outage 
type in Figure 23. 
Table 7. Frequency of Outages by Cause Category 
Potential 
Suspected  
Initiating  
Event Type 
 2015–2019 Total Number of Events During Fire Season in Utah  
 Outside the FHCA   Within the FHCA  
 Rank  Total 
Events  
 % 
Contribution 
 Events/ 
Year  
 Rank  Total 
Events  
 % 
Contribution 
 Events/ 
Year  
Equipment 
Failure  
 1    10,266   46%  2,053  1  85   35%   17 
Contact From 
Object  
 2    5,045   22%  1,009  2  47   19%   9.4 
Unknown    3    2,543   11%  508.6  4  33   13%   6.6 
Weather    4    2,079   9%  415.8  3  44   18%   8.8 
Third‐Party 
Contact  
 5    1384   6%  276.8  5  26   11%   5.2 
Operations    6    720   3%  144  6  8   3%   1.6 
Other    7    293   1%  58.6  7  1   0%   0.2 
Contamination    8    90   0%  18  8  1   0%   0.2 
Vandalism/Theft    9    37   0%  7.4  9  0   0%   0 
Grand Total    ‐    22,457   1  4,491  ‐ 245   1   49 

Figure 23. Percent of Outages by Cause Category Occurrence from 2015–2019, 
 Inside and Outside the FHCA 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 28 of 85

1.5. Risk Assessment Conclusions 
While  a  relatively  small  percentage  of  the  total  number  of  wildfires  are  attributable  to 
powerlines, the potential magnitude of any particular wildfire event warrants mitigation efforts. 
The  history  of  outages  on  the  electrical  network,  and  the  faults  underlying  those  outages, 
reflects the best available data for the wildfire risk assessment. Equipment failure and contact 
from  object  presents  the  greatest  utility‐related  fire  risk  to Rocky  Mountain  Power’s  Utah 
service  territory,  together  accounting  for  almost  75%  of  all  outages  within  the  FHCA. 
Recognizing the reality that a fault is behind those outages, such cause categories also reflect 
the  greatest  risk  of  utility‐related  wildfires.  In  contrast,  there  were  relatively  few  ignition 
potential  events  associated  with  the  outage  cause  categories  for  third‐party  contact, 
contamination and vandalism/theft. As demonstrated by the data, areas inside and outside the 
FHCA experience the same issues with statistically similar frequency. Equipment failure is a 
central category of concern. In particular, the number of outages related to fuse operations in 
the FHCA warrant special focus on that equipment type. Likewise, the data also shows that 
contact from an object is a greater concern. This data leads to the conclusion that reducing the 
number of equipment failures and contact‐related faults must be the top mitigation priorities. 
Specific mitigation strategies designed to address these risks are discussed throughout the rest 
of this plan. 
2. Operational Practices 
2.1. System Operations 
The manner in which an electrical system is operated can mitigate the wildfire risk. Rocky 
Mountain  Power  has  specific  procedures  addressing  system  operations  during  fire  season. 
These policies are designed to reduce the potential for ignition of a fire from sparks emitted 
when  a  line  is  re‐energized  despite  a  disturbance  on  the  line. Recognizing  the  increasing 
magnitude of the wildfire risk, the procedures were already significantly revised in June 2018 to 
incorporate more conservative procedures designed to reduce the potential fault‐based ignition 
on Rocky Mountain Power’s electrical network. From a practical perspective, the procedures 
implicate two primary subject areas: (a) settings for automatic reclosers and (b) line testing after 
lock‐out.  

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 29 of 85
Automatic  reclosers  are  currently  deployed  on  various  transmission  lines  and  distribution 
circuits  throughout  Rocky  Mountain  Power’s  service  territory.  When  a  line  trips  open,  an 
automatic recloser may operate to close the circuit very quickly, so long as the cause of a 
momentary trip has cleared. The reclosing function allows Rocky Mountain Power to maintain 
service on a line that had tripped, rather than opening the circuit and de‐energizing the line. In 
general, automatic recloser operation is beneficial because it reduces outages and improves 
customer  reliability.  The  actual operation  of  recloser  equipment  does  not  directly  present 
wildfire  risk,  as  the  recloser  equipment  itself  does  not  emit  sparks  or  otherwise  pose  an 
 ignition risk. 
The operation of automatic reclosers, however, indirectly implicates some degree of ignition 
risk. When a fault is detected on the line, a recloser will trip and reclose based on predetermined 
settings in an attempt to re‐energize the line. If the cause of the fault is no longer present when 
the device recloses, the line will re‐energize resulting in limited impact to customers. If the cause 
of the original fault still remains when the device recloses, however, the original fault may 
persist and, depending on the circumstances, potentially result in arcing or an emission of 
sparks. As a result, in some limited circumstances, the second fault scenario could lead to a fire 
ignition.  Accordingly,  automatic  recloser  settings  can  have  a  significant  impact  on  wildfire 
mitigation. 
The issue with line‐testing on overhead lines is very similar. If a breaker has “locked‐out” – 
meaning  that  it  has  opened  and  no  longer  conducts  electricity  –  a  system  operator  will 
sometimes “test” the line. To test the line, the system operator will close the device, thereby 
allowing the line to be re‐energized. If the fault has cleared, then the system will run normally. 
If the fault has not cleared, the device will lock out again. If the device locks out again, the system 
operator then knows that additional investigation or work will be required before the line can 
be successfully re‐energized. Because faults are often temporary, line‐testing can be an efficient 
tool to maintain customer reliability. At the same time, line‐testing can result in the emission of 
sparks if a fault has not yet cleared when the line is tested. Accordingly, a “no‐test” policy 
reduces the risk of ignition, and a “no‐test” policy is applicable in certain circumstances during 
fire season. 
In general, these system operating procedures are more restrictive when wildfire conditions are 
more elevated. The specific circumstances in which automatic reclosers are disabled and no‐
test applies, on both transmission and distribution lines, are fully detailed in the procedures.  

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 30 of 85

2.2. Field Operations 
During fire season, Rocky Mountain Power modifies the way it operates in the field to further 
mitigate wildfire risk. In particular, field operations considers the local weather and geographic 
conditions that may create an elevated risk of wildfire. These practices are targeted to reduce 
the  potential  of  direct  or  indirect  causes  of  ignition  during  planned  work  activities,  fault 
response and outage restoration. 
Rocky Mountain Power personnel working in the field during fire season mitigate wildfire risk 
through a variety of tactics. Routine work, such as condition correction and outage response, 
poses some degree of ignition risk, and, in certain circumstances, crews modify their work 
practices and equipment to decrease this risk. In the extremely unlikely event that a fire ignition 
occurs while field crews or other Rocky Mountain Power personnel are working in the field 
(collectively “field personnel”), such field personnel are equipped with basic tools to extinguish 
small fires. 
Work Restrictions. Rocky Mountain Power field operations is able to mitigate some wildfire risk 
by managing the way that field work is scheduled and performed. To effectively manage work 
during fire season, area managers regularly review local fire conditions and weather forecasts 
provided to them as part of Rocky Mountain Power’s monitoring program – discussed in the 
situational awareness section below. 
During  fire  season  generally,  field  operations  managers  are  encouraged  to  defer  any 
nonessential work at locations with dense and dry wildland vegetation, especially during periods 
where the National Weather Service has issued a Red Flag Warning and/or the fire agency 
having  jurisdiction  issues  a Fire  Restriction or Closure  Order.  If  essential  work  needs  to  be 
performed  in  the  FHCA  and  other  areas  with  appreciable  wildland  vegetation,  certain 
restrictions may apply, including: 
 Hot Work Restrictions. Field operations managers are encouraged to evaluate whether 
work should be performed during a planned interruption, rather than while a line is 
energized. 
 Time of Day Restrictions. Field operations managers are encouraged to consider using 
alternate work hours to accommodate evening and night work, when there may be less 
risk of ignition. 
 Wind Restrictions. Field personnel are encouraged to defer work, if feasible, when there 
are windy conditions at a particular work site. 
 Driving Restrictions. Field personnel are encouraged to keep vehicles on designated 
roads whenever operationally feasible. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 31 of 85
Worksite Preparation. If wildland vegetation posing an ignition risk is prevalent at a worksite, 
and  the  work  to  be  performed  involves  the  potential  emission  of  sparks  from  electrical 
equipment, field personnel working during fire season are encouraged to employ best practices 
and  remove  vegetation  at  the  work  site  where  allowed  in  accordance  with  land 
management/agency permit requirements, especially when there is dry or tall wildland grass. 
In  addition  to  clearing  work,  the  water  truck  resources,  discussed  below,  are  strategically 
assigned to sometimes accompany field personnel working in a wildland area during fire season, 
especially in the FHCA. Depending on local conditions, dry vegetation in the immediate vicinity 
may be sprayed with water before work as a preventative measure. 
Additional  Labor  Resources.  Some  wildfire  mitigation  activities  require  the  time  of  field 
personnel, including in two key areas: (a) supporting system operations in administering the 
procedures discussed above and (b) responding to outages during fire season. The increased 
operations cost associated with these activities will be tracked and included in the annual report 
filed in conjunction with this plan. 
Under normal operating procedures, system operators and field personnel work together on a 
daily basis to manage the electrical network. In many situations, system operators depend on 
field personnel to gather information and assess local conditions. As discussed above, there are 
system operations procedures during wildfire season for disabling automatic recloser functions 
and  limiting  line‐testing.  Consequently,  system  operators  need field  personnel  to  gather 
information  and  assess  local  conditions  during  fire  season  more  frequently  than  would 
otherwise be required under normal operating procedures. The requests from system operators 
may be varied, ranging from a simple phone call to confirm that it is raining in a particular area, 
to a much more time‐intensive request, such as a full line patrol on a circuit. 
Field personnel may also spend some additional time when responding to an outage during fire 
season. After a fault results in an outage, all or part of a circuit might remain de‐energized while 
restoration work is performed, depending on the design, loading conditions and sectionalizing 
capability of the circuit experiencing the outage. Occasionally, additional foreign objects, such 
as tree limbs or other debris, can come into contact with the de‐energized line and remain 
undetected throughout the duration of restoration efforts. Under normal operating procedures 
and  consistent  with  prudent  utility  practices,  a  line  is  typically  re‐energized  as  soon  as 
restoration work is complete. Consequently, a re‐energized line could immediately experience 
a new fault if some contact between the line and foreign object had occurred while restoration 
work was being performed. The new fault would, of course, present additional wildfire risk, 
because of the potential of a spark being emitted as a result of a fault occurring when the line 
was re‐energized. To mitigate this risk, field operations may perform, during fire season and 
particularly in the FHCA, depending on current conditions at the work site and the duration of 
the restoration work, some amount of line patrol on certain de‐energized sections of the circuit. 
Depending on the circumstances, this extra patrol might be done just before or just after re‐
energizing the line. Typically, this type of line patrol does not involve a close inspection of any 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 32 of 85

particular facility; instead, it is a quick visual assessment specifically targeted to identify obvious 
foreign objects that may have fallen into the line during restoration work. 
Basic Personal Suppression Equipment. Personal safety is the first priority, and Rocky Mountain 
Power field personnel are encouraged to evacuate and call 911 if necessary. Field personnel 
working in the FHCA maintain the capability to extinguish a small fire that ignited while they are 
working in the field. Field personnel should attempt suppression only if the fire is small enough 
so that one person can effectively suppress the fire while maintaining their personal safety. All 
field personnel working in the FHCA during fire season will have basic suppression equipment 
available onsite, because field utility trucks typically carry the following equipment: (1) fire 
extinguisher; (2) shovel; (3) Pulaski; (4) water container; and (5) dust mask. The water container 
should hold at least five gallons and may be a pressurized container or a backpack with a manual 
pump. 
Mobile Generators. Rocky Mountain Power has a small number of mobile generators to assist 
with emergency response efforts. In short, when power on the electrical network is lost, either 
proactively or as the result of wildfire damage, a mobile generator unit can be dispatched to 
provide power. The generator is transported via tractor trailer to a specific location based on 
real‐time circumstances. For example, a mobile generator may be dispatched by the Emergency 
Operations Center to mitigate the impact of a proactive de‐energization, as discussed in greater 
detail in the Public Safety Power Shutoff section below. There are constraints in connecting the 
generator, and each deployment is examined on a case‐by‐case basis. As part of this wildland 
fire protection plan, Rocky Mountain Power plans to purchase three 425 kW mobile generators. 
Water Truck Resources. Rocky Mountain Power has water trucks that field operations use to 
mitigate against wildfire risk. These resources are not dispatched to reported fires (i.e., like a 
fire truck). Instead, Rocky Mountain Power resources are strategically assigned to accompany 
field  personnel.  If  conditions  are  warranted  the  Emergency  Operations  Center  or  incident 
commander can strategically assign water truck resources to accompany field personnel. For 
example, if it is necessary to perform work in the FHCA during a period in which there is a Red 
Flag Warning, Rocky Mountain Power field operations may schedule a water truck to join field 
personnel working in the field. As discussed above, the water truck can be used to help prep the 
site for work. By watering down dry vegetation in the work area, any chance of an ignition can 
be minimized. Field operations currently has eight water trucks for use in such applications. In 
addition, the company plans to purchase two water trucks and one trailer. The locations and 
types  of  existing  water  truck resources  owned  by  Rocky Mountain  Power  are  listed  in  the 
following table. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 33 of 85
Table 8. Water Truck Resources 
Mobile Equipment   Location   Contact  
1 ton – 4×4 Water Truck (72197) Salt Lake City, UT  Operations manager
1 ton – 4×4 Water / Line Patrol Truck 
(72730)  
American Fork, UT  Operations manager
1.5 ton – 4×4 Water Truck (74631)  American Fork, UT  Operations manager
1 ton – 4×4 Water Truck (76352) American Fork, UT  Operations manager
1 ton – 4×4 Water Truck   American Fork, UT  Operations manager
1 ton – 4×4 Water Truck   Park City, UT  Operations manager
1 ton – 4×4 Water Truck   Cedar City, UT  Operations manager
1 ton – 4×4 Water Truck   Salt Lake City, UT  Operations manager 
3. Inspection and Correction 
Inspection and correction programs are the cornerstone of a resilient system. These programs 
are  tailored  to  identify  conditions  that  could  result  in  premature  failure  or  potential  fault 
scenarios, including situations in which the infrastructure may no longer be able to operate per 
code or engineered design, or may become susceptible to external factors, such as weather 
conditions. 
Rocky  Mountain  Power  performs  inspections  on  a  routine  basis  as  dictated  by both  state‐
specific  regulatory  requirements  and  Rocky  Mountain  Power‐specific  policies.  When  an 
inspection is performed on a Rocky Mountain Power asset, inspectors use a predetermined list 
of  condition  codes  (defined  below)  and  priority  levels  (defined  below)  to  describe  any 
noteworthy observations or potential noncompliance discovered during the inspection. Once 
recorded, Rocky Mountain Power uses condition codes to establish the scope of and timeline 
for corrective action to make sure that the asset is in conformance with National Electric Safety 
Code (NESC) requirements, state‐specific code requirements and/or Rocky Mountain Power 
specific policies. This process is designed to correct conditions while reducing impact to normal 
operations. 
Key terms associated with Rocky Mountain Power’s Inspections & Corrections Program are 
defined as follows: 
 Detailed Inspection. A careful visual inspection accomplished by visiting each structure, 
as well as inspecting spans between structures, which is intended to identify potential 
nonconformance with the NESC or other applicable state requirements, 
nonconformance with Rocky Mountain Power construction standards, infringement by 
other utilities or individuals, defects, potential safety hazards, and deterioration of the 
facilities that need to be corrected to maintain reliable and safe service. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 34 of 85

 Pole Test & Treat. An inspection of wood poles to identify decay, wear or damage, 
which may include pole‐sounding, inspection hole drilling, and excavation tests to assess 
the pole condition and identify the need for any repair, or replacement and apply 
remedial treatment according to policy. 
 Visual Assurance Inspection. A brief visual inspection performed by viewing each facility 
from a vantage point allowing reasonable viewing access, which is intended to identify 
damage or defects to the transmission and distribution system, or other potential 
hazards or right‐of‐way‐encroachments that may endanger the public or adversely 
affect the integrity of the electric system, including items that could potentially cause a 
spark. 
 Condition. The state of something with regard to appearance, quality, or working order 
that can sometimes be used to identify potential impact to normal system operation or 
clearance, which is typically identified by an inspection. 
 Condition Codes. Predetermined list of codes for use by inspectors to efficiently capture 
and communicate observations and inform the scope of and timeline for potential 
corrective action. 
 Correction. Scope of work required to remove a condition within a specified timeframe. 
 Priority Level. The level of risk assigned to the condition observed, as follows: 
 Imminent – imminent risk to safety or reliability 
 Priority A – risk of high potential impact to safety or reliability 
 Priority B – low to moderate risk to safety, reliability or worker safety 
 Priority D – issues that are not NESC conformance issues that are recorded for 
informational purposes 
 Priority G – grandfathered conditions that conformed to NESC requirements that 
were in place when construction took place but do not conform to more current code 
revisions 
3.1. Current Inspection and Correction Programs 
Rocky Mountain Power’s asset inspection program involves three primary types of inspections: 
(1) visual assurance inspection; (2) detailed inspection, and (3) pole test & treat. Inspection 
cycles, which dictate the frequency of inspections, are set by Rocky Mountain Power asset 
management.  In  general,  visual  assurance  Inspections  are  conducted  more  frequently,  to 
quickly identify any obvious damage or defects that could affect safety or reliability, and detailed 
inspections are performed less frequently, with a more detailed scope of work. The frequency 
of pole test & treat is based on the age of wood poles, and such inspections are typically 
scheduled  in  conjunction  with  certain  detailed  inspections.  The  inspector  conducting  the 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 35 of 85
inspection will assign a condition code to any conditions found and the associated priority level 
in Rocky Mountain Power’s facility point inspection (FPI) system. Corrections are then scheduled 
and completed within the correction timeframes established by Rocky Mountain Power asset 
management, as discussed below. While the same condition codes are used throughout Rocky 
Mountain Power’s service territory, the timeframe for corrective action is different in different 
state jurisdictions. In all cases, the timeline for corrections takes into account the priority level 
of any identified condition. A priority A condition is addressed on a much shorter timeframe 
than a priority B condition. 
3.2. Proposed Inspection and Correction Programs 
The  existing  inspection  and  correction  programs  are  effective  at  maintaining  regulatory 
compliance and managing routine operational risk. They also mitigate wildfire risk by identifying 
and correcting conditions that, if uncorrected, could ignite a fire. Nonetheless, recognizing the 
growing  risk  of  wildfire,  asset  management  proposes  to  supplement  existing  programs  to 
mitigate the growing wildfire‐specific operational risks and create greater resiliency against 
wildfires. There are three primary elements to this proposal: (1) creating a fire risk condition 
classification; (2) increasing inspection frequencies in Fire High Consequence Areas (FHCA); and 
(3) narrowing correction timeframes for fire risk conditions. 
Fire Risk Conditions. Rocky Mountain Power now designates certain conditions as “fire risk 
conditions.” Each condition is still assigned a condition code (e.g., CONDFRAY for a damaged or 
frayed primary conductor) – but certain condition codes are categorically designated as a fire 
risk  condition.  Accordingly,  if  a  condition  is  designated  under  a  particular  condition  code 
associated as a fire risk, the condition will also be designated as a fire risk condition. To this end, 
a review was performed on all existing condition codes to determine whether the condition 
code could have any correlation with fire ignition. Condition codes reflecting an appreciable risk 
of fire ignition were designated as fire risk conditions. For example, if a damaged or frayed 
primary conductor was observed during an inspection, the inspector would record condition 
code  CONDFRAY,  which  is  designated  as  a  fire  risk  condition  because  the  condition  could 
eventually result in an ignition under certain circumstances. In contrast, the observation of a 
missing  or  broken  guy  marker  would  result  in  the  condition  code  GUYMARK,  which  is  not 
designated as a fire risk condition. 
Inspection Frequency. Asset management also plans to increase the frequency of all three 
inspections  types  for  assets  located  in  the  FHCA.  Consistent  with  industry  best  practices, 
inspections  are  Rocky  Mountain  Power’s  preferred  mechanism  to  identify  conditions.  An 
increase in the frequency of inspections will result in more timely identification of potential fire 
risk  conditions.  Inspection  frequencies  for  Utah  asset  types  are  summarized  in  the  
following table: 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 36 of 85

Table 9. Current and Proposed Inspection Frequency in the FHCA 
 Inspection Type  Current Inspection Frequency  
in years)  
 Proposed Inspection Frequency  
(in years)  
OH Distribution (Less than 46 kV)     
Visual   2  1  
Detailed   20  5  
Pole Test & Treat   n/a  10  
OH Local Transmission (more than 46 kV and Less than 200 kV)   
Visual   2  1  
Detailed   10   5  
Pole Test & Treat   10   10  
 OH Main Grid (More than 200 kV)     
Visual   1   1  
Detailed   2   2  
Pole Test & Treat   10   10  
Correction Timeframe. Rocky Mountain Power will further mitigate wildfire risk by reducing the 
time allowed for correction of fire risk conditions in the FHCA. As expressed above, certain types 
of conditions have been identified as having characteristics associated with a higher risk of 
wildfire  potential.  Accordingly,  Rocky  Mountain  Power  is  prioritizing  those  conditions  for 
correction. Because of the risk of catastrophic wildfire in the FHCA, Rocky Mountain proposes 
an aggressive correction schedule for fire risk conditions in the FHCA, requiring that priority A 
conditions be corrected on a 60‐day average and that B fire risk conditions be corrected within 
12 months. Correction timeframes for fire risk conditions in the FHCA are summarized in the 
following table: 
Table 10. Current and Proposed Correction Timeframes for Fire Risk Conditions in the FHCA 
Condition  Current Correction 
Timeframes  
Proposed Correction 
Timeframes 
A – imminent   Immediate   Immediate 
A – fire risk and in the FHCA   120 days on average   60 days on average 
B – fire risk and in the FHCA   not specified   12 months 
4. Vegetation Management 
Good vegetation management is generally recognized as a significant strategy in any wildland 
fire protection plan. Contact between vegetation and a power line can be a source of fire 
ignition. Thus, reducing vegetation contacts reduces the potential of an ignition originating from 
electrical  facilities.  While  it  would  be  virtually  impossible  to  eliminate  vegetation  contacts 
completely,  at  least  without  radically  altering  the  landscape  near  power  lines,  a  primary 
objective of Rocky Mountain Power’s existing vegetation management program is to minimize 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 37 of 85
contact between vegetation and power lines. This objective is in alignment with core wildland 
fire protection efforts, and continuing dedication to administering existing programs is a solid 
foundation for Rocky Mountain Power’s wildland fire protection efforts. To supplement the 
existing program, Rocky Mountain Power vegetation management is implementing additional 
wildland fire protection strategies in Fire High Consequence Areas (FHCA). 
4.1. Regular Vegetation Management Program 
Rocky  Mountain  Power’s  vegetation  management  program  is  described  in  detail  in  Rocky 
Mountain  Power’s  Transmission  &  Distribution  Vegetation  Management  Program  Standard 
Operating  Procedures  (“Standard  Operating  Procedures”).  The  focus  of  Rocky  Mountain 
Power’s vegetation management efforts is different for distribution lines and transmission lines. 
In both cases, typical work functions include pruning and tree removals. Rocky Mountain Power 
prunes trees to maintain a safe distance between tree limbs and power lines. Rocky Mountain 
Power also removes trees that pose an elevated risk of falling into a power line. But Rocky 
Mountain Power uses significantly more restrictive clearance protocols under transmission lines 
and typically has wider rights‐of‐way to remove vegetation. Similar to other utilities, Rocky 
Mountain  Power  contracts  with  vegetation  management  service  providers  to  perform  the 
pruning and tree removal work for both transmission and distribution lines. 
Distribution – Cycle Maintenance. Vegetation management on distribution circuits is completed 
on a cyclical basis. In Rocky Mountain Power’s Utah service territory, distribution work is done 
on a three‐year cycle. All vegetation on a given circuit scheduled for work is pruned to comply 
with defined minimum clearance specifications. Because some trees grow faster than others, 
minimum  clearance  specifications  vary  depending  on  the  type  of tree  being  pruned.  For 
example,  faster  growing  trees  need  a  greater  minimum  clearance to  maintain  clearance 
throughout cycle. 
Rocky Mountain Power also integrates spatial concepts to distinguish between side clearances, 
under clearances and overhang clearances. Recognizing that certain trees grow vertically faster 
than other trees, it is appropriate to use an increased clearance when moderate‐ or fast‐growing 
trees are under a conductor. Increasing overhang clearances also reduces the potential for any 
contacts due to falling overhang. 
The minimum clearance specifications are designed so that clearance with primary lines will be 
maintained throughout the cycle. The specific lengths for the minimum clearance specifications 
are set forth in Section 5.2 of the Standard Operating Procedures as follows: 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 38 of 85

Table 11. Distribution Minimum Vegetation Clearance Specifications for a Three‐Year Cycle 
 Three‐Year Cycle  
   Slow Growing  
 (< 1 ft./yr.)  
 Moderate Growing  
 (1‐3 ft./yr.)  
 Fast Growing  
(>3 ft./yr.)  
Side Clearance    8 ft.  10 ft.   12 ft. 
Under Clearance    10 ft.  12 ft.   14 ft. 
Overhang Clearance   12 ft.  12 ft.   12 ft. 
When a tree is pruned, natural target pruning techniques are used to protect the health of a 
tree. Natural targets are the final pruning cut location at a strong point in a tree’s disease 
defense system, which are branch collars and proper laterals. Pruning at natural targets protects 
the  joining  trunk  or  limb.10  Consequently,  an  actual  cut  is  typically  beyond  the  minimum 
clearance distance listed in the table above. In all cases, however, the cut is at least to the 
minimum clearance distance. 
Rocky Mountain Power also removes all high‐risk trees as part of distribution cycle work, to 
minimize vegetation contact. High‐risk trees are defined in the Standard Operating Procedures 
as “dead, dying, diseased, deformed, or unstable trees that have a high probability of falling and 
contacting a substation, distribution or transmission conductors, structure, guys or other Rocky 
Mountain Power electric facility.”11 Inspections are performed on distribution lines in advance 
of distribution cycle maintenance work, to identify which trees will be worked in the cycle, 
including high‐risk trees subject to removal. To identify hazard trees, Rocky Mountain Power 
uses  the  practices  set  forth  in  ANSI  A300  (Part  9);  Smiley,  Matheny  and  Lilly  (2011),  Best 
Management Practices: Tree Risk Assessment, International Society of Arboriculture; and Cal 
Fire Power Line Fire Prevention Field Guide §§ 12‐19. In summary, Rocky Mountain Power uses 
an initial Level 1 assessment, as defined in ANSI A300 (Part 9), with particular attention to the 
prevailing  winds  and  trees  on  any  uphill  slope.  Suspect  trees  are  subjected  to  a  Level  2 
assessment, as outlined in ANSI A300 (Part 9), to further assess their condition. After the work 
is completed, Rocky Mountain Power conducts post‐work inspections as part of an audit and 
quality review process. 
Distribution  cycle  work  also  includes  work  designed  to  reduce  future  work  volumes.  In 
particular,  volunteer  saplings,  small  trees  that  were  not  intentionally  planted,  are  typically 
removed if they could eventually grow into a power line. From a long‐term perspective, this type 
of inventory reduction helps mitigate wildfire risk by eliminating a potential vegetation contact 
long before it could ever occur. 

10This technique is drawn from ISA Best Management Practices: Tree Pruning (Gilman and Lilly 2002) and A300
(ANSI 2008). (See also Miller, Randall H., 1998. Why Utilities “V-Out” Trees. Arborist News. 7(2):9-16.)
11See Table 2 of FAC-003-04, available at
https://www.nerc.com/pa/Stand/Reliability%20Standards/FAC-003-4.pdf

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 39 of 85
Transmission Line Vegetation Management. Vegetation management on transmission lines is 
also focused on maintaining clearances, but the clearance distances are greater. Because of the 
nature of transmission lines, wider rights‐of‐way generally allow Rocky Mountain Power to 
maintain  clearances  well  in  excess  of  the  required  minimum  clearances  set  forth  in  the 
“Minimum  Vegetation  Clearance  Distance”  (MVCD12).  Accordingly,  rather  than  scheduling 
vegetation management work for transmission lines on a fixed cycle timeframe, such work is 
scheduled on an as‐needed basis, depending on the results of regular inspections and specific 
local  conditions.  To  determine  whether  work  is  needed,  an  “Action  Threshold”  is  applied, 
meaning that work is done if vegetation has grown within the action threshold distance. When 
work is completed, vegetation is cleared to the minimum clearance as specified in this table: 
Table 12. Transmission Minimum Vegetation Clearance by Transmission Line Voltage 
 Transmission Clearance Requirements (in feet)  
   500 kV  345 kV  230 kV  161 kV  138 kV  115 kV  69 kV  45 kV 
Minimum Vegetation Clearance Distance 
(MVCD)  
8.5  5.3  5.0  3.4  2.9    2.4   1.4  N/A 
Action Thresholds   18.5  15.5  15.0  13.5  13.0    12.5    10.5  5 
Minimum Clearances Following Work   50  40  30  30  30    30   25  20 
Taking  advantage  of  greater  legal  rights  to  manage  the  vegetation  in  the  right‐of‐way  for 
transmission lines, Rocky Mountain Power employs “Integrated Vegetation Management” (IVM) 
practices to prevent vegetation growth from ever violating clearances. Rather than depending 
on pruning in regular work cycles, IVM seeks to prevent clearance issues from ever emerging, 
by managing the species of trees and other vegetation growing in the right‐of‐way. Under such 
an  approach,  Rocky  Mountain  Power  removes  tree  species  that  could  potentially  threaten 
clearance  requirements,  while  encouraging  cover  vegetation,  which  would  never  implicate 
clearance issues. 
Line patrolmen inspect most transmission lines annually and notify the vegetation management 
department of any vegetation conditions. Regional foresters in the vegetation management 
department also conduct regular inspections of vegetation near transmission lines, including 
annual  inspections  of  vegetation  on  all  main  grid  transmission lines.  Vegetation  work  is 
scheduled dependent on a number of local factors, which is consistent with industry standards 
and best management practices. Vegetation work on local transmission overbuild is completed 
on the distribution cycle schedule and inspected accordingly. 

12See Table 2 of FAC-003-04, available at
https://www.nerc.com/pa/Stand/Reliability%20Standards/FAC-003-4.pdf

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 40 of 85

All of these strategies and techniques are described in much greater detail in the Standard 
Operating  Procedures.  The  current  form  of  the  Standard  Operating  Procedures  was  first 
published in 2008, and periodic updates to content have been made. The most current version 
is Revision 07, dated August 19, 2019. 
4.2. New Wildland Fire Protection Strategies 
After identifying lines in the FHCA, Rocky Mountain Power implemented three new elements to 
its long‐term vegetation management program for the purpose of further mitigating wildfire 
risk in those areas. First, Rocky Mountain Power vegetation management is now doing annual 
vegetation inspections on all lines in the FHCA, with correction work also completed based on 
those inspection results. Second, vegetation management increased the minimum clearance 
distances  applicable  to  distribution  cycle  work  completed  in  the  FHCA.  Third,  vegetation 
management  now  completes  annual pole  clearing  on  subject  equipment  poles  located  
in the FHCA. 
Annual Vegetation Inspection. With a program that started in 2019, Rocky Mountain Power 
vegetation management now conducts annual vegetation inspections for all lines located in the 
FHCA.  Although  conducting  annual  vegetation  inspections  is  above  and  beyond  traditional 
industry standards, Rocky Mountain Power vegetation management believes that this tool is 
the most effective strategy to identify high‐risk trees at the earliest stage possible. This strategy 
facilitates removal of high‐risk trees before such trees could ever fall into a line and cause a 
wildfire. 
Each year, before the height of fire season, a vegetation inspection will be completed on all lines 
in the FHCA by a qualified arborist. Consistent with existing procedures, a Level 1 assessment 
will be conducted to identify any trees that may have become high‐risk trees over the course of 
the prior year; suspect trees are subjected to a Level 2 assessment, as outlined in ANSI A300 
(Part  9).  In  addition,  as  an  additional  supplement  to  normal  distribution  cycle  work,  the 
inspector  will  identify  for  pruning  or  removal  vegetation  that is  likely  to  violate  minimum 
clearance distances before the next annual inspection. 
In conjunction with such annual inspections, vegetation management shall annually complete 
correction work based on the inspection results, including the prompt removal of all high‐risk 
trees identified during the annual vegetation 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 41 of 85
Extended Clearances. Rocky Mountain Power has also adopted increased minimum clearance 
specifications  for  any  distribution  cycle  work  in  the  FHCA.  The  new  minimum  clearance 
specifications require pruning to at least 12 feet, in all directions and for all types of trees. As 
discussed above, minimum clearance specifications dictate the distance achieved after pruning 
is completed. By increasing the minimum distance required at the time pruning is done, Rocky 
Mountain Power further minimizes the potential of vegetation contacting a power line at any 
time. The proposed minimum clearance specifications for the FHCA are as follows: 
Table 13. Distribution Minimum Vegetation Clearance Specifications in the FHCA 
FHCA  
   Slow Growing  
 (< 1 ft./yr.)  
 Moderate Growing  
(1‐3 ft./yr.)  
 Fast Growing 
 (>3 ft./yr.)  
Side Clearance   12 ft.  12 ft.   14 ft. 
Under Clearance   12 ft.  14 ft.   16 ft. 
Overhang Clearance   12 ft.  14 ft.   14 ft. 
By increasing distances to at least 12 feet, Rocky Mountain Power vegetation management will 
meet or exceed industry standards and best practices. While certain fast‐growing trees can 
sometimes  exceed  expected  annual  growth,  these  minimum  clearance  specifications  are 
designed with the expectation that such clearances achieved at the time of work will result in 
vegetation likely never impinging a 4‐foot clearance at any time before the next work cycle. 
Pole  Clearing.  Rocky  Mountain  Power  vegetation  management  performs  pole  clearing  on 
subject equipment poles located in the FHCA. Pole clearing involves removing all vegetation 
within a 10‐foot radius cylinder of clear space around a subject pole and applying herbicides and 
soil sterilants to prevent any vegetation regrowth (unless prohibited by law or the property 
owner). This strategy is distinct from the clearance and removal activities discussed above 
because it is not designed to prevent contact between vegetation and a power line. Instead, 
pole clearing is designed to reduce the risk of fire ignition if sparks are emitted from electrical 
equipment. Pole clearing will be performed on wildland vegetation in the FHCA around poles 
that have fuses, air switches, clamps or other devices that could create sparks. After a pole has 
been cleared, a spark falling within the 10‐foot radius would be much less likely to ignite a fire. 
Alternative  Strategies  for  Potential  Future  Deployment.  Moving  forward,  Rocky  Mountain 
Power  vegetation  management  is  planning  to  implement  the  three mitigation  projects 
described  above.  Rocky  Mountain  Power  will  consider  and  evaluate  other  strategies  and 
emerging industry standards and best practices in the arena of wildfire mitigation. Along these 
lines, Rocky Mountain Power may implement additional vegetation management strategies in 
a subsequent wildland fire protection plan. In particular, Rocky Mountain Power vegetation 
management is considering whether certain strategies might be employed to reduce the general 
inventory of trees that could fall into a line. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 42 of 85

Vegetation Inventory Reduction Projects. Rocky Mountain Power vegetation management has 
experimented with inventory reduction projects aimed at reducing the overall volume of trees 
with the potential to create clearance issues or become high risk at some point in the future. 
Pacific Power is experimenting with some inventory reductions programs as part of its wildfire 
mitigation plan in California. Depending on the results of those projects, Rocky Mountain Power 
vegetation management may consider implementing similar projects in Utah. 
The goal of inventory reduction is to remove trees before such trees ever require vegetation 
work. Unless property rights in the right‐of‐way were substantially enlarged, it would not be 
feasible to remove all trees that have the potential to implicate clearance issues or become high‐
risk trees (i.e., by definition, all trees eventually become high‐risk trees when they die). Instead, 
an inventory reduction program targets specific areas of particular concern, with the goal of 
materially reducing the total number of trees that could eventually pose a risk of vegetation 
contact. Determining which areas and trees to target implicates a certain degree of subjective 
judgment and evaluation of local conditions. Factors for consideration include tree species, tree 
height, weather patterns, topography, line design and tree disease patterns. 
Right‐of‐Way Enhancements. Vegetation management practices are typically limited by Rocky 
Mountain Power’s legal rights in the right‐of‐way. Width of the defined right‐of‐way is obviously 
a  key  factor.  On  higher  voltage  transmission  lines,  wide  easements  permit  vegetation 
management to use IVM practices and maintain generous clearance distances. Not surprisingly, 
there are very few vegetation contacts on lines located in those very wide easements. If similar 
width easements were obtained for lower voltage transmission and distribution facilities in the 
FHCA, similar vegetation management practices could be employed. The primary barriers to this 
approach are cost and aesthetics. Obtaining additional property rights entails additional capital 
investment.  In  terms  of  aesthetics,  distribution  facilities  located  near  residential  structures 
frequently overlap with areas where customers are particularly concerned with the landscape. 
Nonetheless,  strategies  might  be  considered  to  address  such  concerns.  First,  the  costs  of 
additional easements rights may be reduced by solely obtaining rights to remove tree species 
that could, when mature, grow tall enough to strike a power line in the more narrowly defined 
utility right‐of‐way. Second, aesthetic concerns might be addressed by focusing on line miles 
where there are few residential structures near the line. 
Lines traversing public lands pose distinct challenges, as land managers have frequently been 
opposed to vegetation management activities outside the proscribed width of the right‐of‐way 
specified by permit. With growing concerns about wildfire, however, many public bodies are 
reassessing land management policies. The relatively recent passage of legislation by the U. S. 
Congress  suggests  that  utility  companies  may  receive  wider  latitude  in  their  vegetation 
management activities in the future. Section 211 of the Omnibus Appropriations Act of 2018 
amended Title V of the Federal Land Policy and Management Act. The new law, codified at 43 
U.S.C.A. § 1772, establishes a formal procedure for submission and approval of vegetation 
management plans, with an emphasis on standardized, consistent plans that minimize the need 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 43 of 85
for case‐by‐case approvals for high‐risk tree removal. Rocky Mountain Power understands that 
the Bureau of Land Management (BLM) and the United States Forest Service (USFS), the two 
federal agencies that issue most of Rocky Mountain Power’s rights‐of‐way permits, are engaged 
in a rulemaking to “develop a consolidated and coordinated process for the review and approval 
of plans.” 43 U.S.C.A. § 1772(c)(4)(A). When those regulations are finalized, Rocky Mountain 
Power  anticipates  that  it  will  submit  a  vegetation  management  plan  under  43  U.S.C.A.  § 
1772(c)(1)  to  both  the  BLM  and  the  USFS.  Rocky  Mountain  Power  is  hopeful  that  those 
submissions will eventually result in permission to conduct vegetation management activities 
on a wider right‐of‐way path. 
5. Environmental 
Rocky Mountain Power is developing a Wildlife Protection Plan (WPP) focused on preventing 
wildlife contacts in the FHCA and other areas where species, habitat, utility equipment and other 
factors can present elevated wildfire risk. The WPP is being modelled after the methods and 
standards developed in Rocky Mountain Power’s Avian Protection Plan (APP), which has been 
implemented for several decades and significantly improved over time. The APP has proven 
effective in reducing bird mortality and associated reliability risks, and it can serve as a model 
for similar efforts to address wildfire risks caused by other animals. The overall benefit of a WPP 
is to directly reduce the risk of fires and outages associated with wildlife‐electrical contacts in 
targeted areas. 
5.1. Description of the Existing Avian Protection Plan 
Rocky Mountain Power’s service territory supports a diverse array of migratory birds and other 
wildlife13 that have the potential to interact with its electrical facilities. Rocky Mountain Power 
has developed and implemented an APP addressing operations within its Utah service territory 
in cooperation with the U.S. Fish and Wildlife Service (USFWS), which identifies processes to 
minimize avian electrocutions and collisions with electrical facilities that may result in an avian 
mortality  or  injury  and subsequent  potential  for  a  disruption  in  electrical  service.  The  APP 
outlines Rocky Mountain Power policies and procedures for responding to bird mortalities and 
nests; avian protection standards for transmission, distribution and substation facilities; and risk 
assessment procedures to identify areas in which to implement proactive facility retrofits to 
reduce electrocution and collision risks of protected birds. Retrofit refers to actions taken to 
modify a structure to prevent avian or wildlife mortalities. This may include installation of after‐
market bird protection products (such as covers), reframing to achieve avian‐safe separations 

13For purposes of this plan, “wildlife” refers to and includes nonprotected birds (e.g., birds that are not listed under
the Migratory Bird Treaty Act [MBTA], Endangered Species Act [ESA], and/or Bald and Golden Eagle Protection
Act [BGEPA]) and mammals or other wild animals that may climb, land on, or interact with electrical
infrastructure. This may include state and/or federally protected nonavian species (e.g., threatened/endangered
species) and nonprotected species. Examples of “wildlife” that may interact with electrical infrastructure include
raccoons, squirrels, climbing snakes, starlings, rock doves, collared doves, etc.

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 44 of 85

between wires, or rebuilding structures to meet avian‐safe designs. Rocky Mountain Power’s 
program was used as a template for the national APP guidelines developed by Avian Power Line 
Interaction Committee (APLIC) and the USFWS in 2005. Rocky Mountain Power’s APP is a living 
document that is reviewed and updated as needed through coordination with the USFWS. The 
APP includes standardized program components for Rocky Mountain Power transmission and 
distribution operations and includes proactive survey and retrofitting efforts prioritized by avian 
risks at different circuits. 
Although Rocky Mountain Power’s APP and related policies were developed with a focus on 
protecting eagles, other raptors and other migratory birds from electrocution and collision 
mortality, APP activities also mitigate wildfire risk associated with these types of incidents. In 
addition, APP efforts provide secondary benefits of minimizing other wildlife contacts, involving 
nonprotected birds and mammals, further mitigating the wildfire risk associated with those 
incidents. Finally, existing APP procedures also address potential fire risks posed by bird nests 
and provide wildland fire protection in facilitating the removal or safe relocation of bird nests. 
In  2009,  Rocky  Mountain  Power’s transmission  and  distribution  operations  developed  and 
implemented two policies: (1) Avian Protection Plan Policy and (2) Bird Protection Policy for 
Substations that address management of protected bird incidents with Rocky Mountain Power‐
owned  distribution,  transmission  and  substation  facilities.  These  policies  outline  Rocky 
Mountain Power’s avian‐safe construction design standards, which include requirements to 
construct and design all new or rebuilt equipment poles in all areas and all new or rebuilt lines 
in rural areas in adherence with Rocky Mountain Power’s avian‐safe constructions standards, 
thereby reducing the risk of protected bird or other wildlife incidents. Rocky Mountain Power 
implements these policies throughout its service territory. 
Rocky  Mountain  Power’s  avian‐safe  construction  design  standards  follow  APLIC  guidance 
documents: Suggested Practices for Avian Protection on Power Lines: The State of the Art in 
2006 and Reducing Avian Collisions with Power Lines: State of the Art in 2012. Avian‐safe designs 
for  transmission  and  distribution  structures  are  achieved  by  framing  poles  with  60‐inch 
horizontal and 40‐inch vertical phase‐to‐phase and phase‐to‐ground separation, extending the 
center phase of a three‐phase crossarm design 36 inches from the crossarm (pole), or by using 
covers to protect against potential phase‐to‐phase and phase‐to‐ground contact by birds or 
other wildlife. Phase‐to‐phase and phase‐to‐ground separation distances are based on the skin‐
to‐skin dimensions of eagles as recommended by APLIC for utilities located in areas where eagle 
interactions  may  occur.  Because  eagle  interactions  within  substations  are  unlikely,  Rocky 
Mountain  Power’s  avian‐safe  substation  standards  are  based  on  the  measurements  of  the 
largest birds commonly observed in substations and are sufficient for the protection of hawks, 
owls, ravens and smaller birds. Consequently, Rocky Mountain Power’s avian‐safe substation 
designs apply covers or barriers where there is less than 30 inches of vertical separation and/or 
less than 46 inches of horizontal/diagonal separation between phase‐to‐phase or phase‐to‐
ground potential points of contact. Line markers are used as needed to minimize avian collision 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 45 of 85
risks. Nest management – potentially including nest discouraging, removal or relocation – may 
be employed as needed to address nests that pose fire, safety, reliability or bird electrocution 
risks.  Rocky  Mountain  Power  maintains  and  complies  with  applicable  federal  and/or  state 
permits authorizing management of migratory bird nests and handling of carcasses. All avian 
protection standards and products are reviewed periodically and updated to ensure that the 
best available products and methods are being used. 
5.2. Description of the New Wildlife Protection Plan 
While many elements of the existing APP program already provide some degree of wildland fire 
protection, expansion of certain activities can enhance these efforts. As indicated above, Rocky 
Mountain Power T&D environmental services proposes to develop and implement a WPP that 
will  leverage  proven  APP  practices  and  methodologies  and,  where  needed,  apply  new 
approaches to respond to wildlife incidents and implement proactive measures. The ultimate 
goal  of  the  proposed  WPP  is  to  reduce  the  potential  for  wildlife  incidents  within  FHCA 
boundaries and emerging focal areas. 
To be clear, the WPP will be funded separately from current funding commitments made to 
implement the APP, as APP priorities are based on agreements with federal and state agencies 
to  address  potential  risks  to  protected  birds.  The  WPP  draws  from  the  experience  and 
knowledge gained through APP implementation, and integrates applicable elements of the APP, 
but the WPP does not replace the APP. Along these lines, the WPP is intended to complement, 
not  contradict  APP  components.  The  section  below  provides  more detail  regarding  these 
components. The WPP will be a living document and updated as appropriate. 
Incident Tracking. In conjunction with existing APP activities, Rocky Mountain Power tracks 
reported  protected  bird  incidents  and  nest  management  activities  using  Rocky  Mountain 
Power’s Wildlife Incident Tracking System (WITS). Data stored in WITS includes species, location, 
outage identification numbers and remedial actions (typically retrofitting the structure where 
the incident occurred) through completion. Data in WITS is also used to identify potential areas 
of high risk for avian incidents and focal zones to implement proactive retrofitting efforts. 
Within FHCA boundaries, we propose to evaluate existing outage and GIS data to assess wildlife 
incident risks, frequency, associated structure types and locations. This information will be used 
to identify possible correlations between wildlife interactions, structure/equipment type, and 
habitat that can then prioritize remedial actions to address wildlife incidents. In addition, similar 
factors outside of the FHCA will be considered as possible emerging focal areas. Existing data 
sources and software will be assessed to determine appropriate reporting needs for wildlife 
incidents,  and  to  seek  efficiencies  with  existing  IT  resources.  Applicable  guidance  will  be 
developed  and  distributed  to  affected  employees  in  these  areas.  This  would  be  a  Rocky 
Mountain Power‐wide effort, so the cost of an IT solution would be shared throughout Rocky 
Mountain Power T&D operations, and employee time associated with reporting and tracking 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 46 of 85

incidents would be included with T&D operations and environmental services departments for 
Rocky Mountain Power. 
Reactive Actions. Consistent with the APP identifies, Rocky Mountain Power responds to avian 
incidents  by  taking  remedial  action,  which  include  retrofitting  the  pole  where  the  incident 
occurred. Additional poles are retrofitted depending upon the incident; for example, five poles 
in each direction are retrofitted in response to eagle mortalities and multiple spans may be 
marked in response to bird collisions in areas of suitable habitat. Although Rocky Mountain 
Power is not required to retrofit poles in response to nonprotected wildlife incidents, existing 
policies encourage retrofits as appropriate to prevent future outages. 
As  part  of  the  WPP,  Rocky  Mountain  Power  will  implement  additional  remedial  actions  to 
address wildlife incidents including nonprotected birds and other wildlife in the FHCA. The 
mechanism for these remedial actions would be similar to the current remedial actions taken in 
response to protected bird incidents under the APP. Rocky Mountain Power proposes to, at a 
minimum,  retrofit  the  pole  where  the  wildlife  incident  occurred,  or  is  suspected  to  have 
occurred, to prevent the event from recurring at that location. Retrofitting a pole involves 
bringing the pole into compliance with Rocky Mountain Power’s avian‐safe construction design 
standards described above. Applicable policies and guidance documents will be developed to 
support implementation of this activity. For the FHCA, planned rebuild work on distribution and 
transmission  circuits  will  address  most  areas  where  wildlife  incidents  occur,  thereby  not 
warranting separate action. However, if a wildlife incident occurs on a pole within the FHCA that 
is not otherwise identified for remedial action, it will be retrofitted to prevent further wildlife 
contacts. Data from the past nine years has indicated an average of 110 wildlife‐caused outages 
per year in the FHCA. Assuming that the majority of poles within the FHCA will be addressed 
through other projects, it is estimated that 10% of wildlife‐caused outages in the FHCA may 
require additional work. 
Proactive Actions. Rocky Mountain Power also plans to implement new proactive measures to 
address the potential for wildlife incidents. Such measures focus on (a) nest management, (b) 
substations, and (c) line elements. 
Nest Management. Under the existing APP, considerable work is done to manage bird nests. 
During line inspections and operational activities throughout Rocky Mountain Power’s service 
territory, field personnel identify nests on facilities that may have the potential to result in fires, 
outages and other operational problems. These nests are categorized as “problem nests” and 
are  documented  and  managed  as  appropriate  through  coordination with  Rocky  Mountain 
Power’s environmental services department and as authorized under state and federal permits. 
Proactive nest management may include removing or relocating the nest, discouraging birds 
from nesting in areas on structures that may lead to operational issues, providing an alternative 
nest site (nest platform), trimming nest material, installing an avian guard, and/or ensuring that 
surrounding utility facilities are avian‐safe. Active nests (those with eggs or young) of species 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 47 of 85
listed  under  MBTA  are  protected  and  management  activities  may  only  be  implemented  in 
accordance with Rocky Mountain Power’s Migratory Bird Special Purpose Utility Permit (issued 
by USFWS) and applicable state permits. In the case of an emergency situation (circumstance 
where a bird nest poses impending danger of fire, safety risk to crew, avian electrocution, or 
threat to human life or property that requires immediate action), Rocky Mountain Power crews 
will take immediate, appropriate nest management actions, in consultation with environmental 
services, who will communicate this with the regulatory agencies. Nest management activities 
are  reported  annually  to  federal  and  state  wildlife  agencies  in  accordance  to  permit 
requirements. Nest management that is needed for eagles or federally listed threatened or 
endangered species requires additional permitting and agency coordination before proceeding; 
the need for this type of permitting is infrequent, can take a significant amount of time to obtain 
(months to years) and typically will have associated stipulations for mitigation and monitoring. 
As part of the WPP, environmental services proposes to implement more proactive measures 
regarding nest maintenance and management within the FHCA. These actions are intended to 
reduce  wildfire  risk  directly  related  to  nests  on  Rocky  Mountain  Power  infrastructure  and 
provide nesting opportunities on nonenergized sites away from lines. Such actions may include 
the following 
 Increased maintenance of Rocky Mountain Power‐owned nest platforms on or near 
energized poles. First, a nest platform inventory may be conducted within the FHCA to 
verify locations, status/activity and prioritize maintenance work. Maintenance work 
would be designed to reduce wildfire risk. For example, some species, particularly 
osprey and ravens, bring baling twine, metal, wire or other rubbish to their nests. 
Removing these objects from nests can reduce the volume of materials that could be a 
potential fire ignition source if there was contact with electrical equipment. To adhere 
to avian regulations and permits, maintenance work would be done when nests are 
inactive and for species that are covered under existing Rocky Mountain Power permits 
(e.g., migratory birds; non‐eagles, nonendangered or threatened species). Based on the 
current number of “problem” nests documented in WITS in Utah since 2015, the 
company estimates that 27 nests within the FHCA will need to be maintained annually. 
 Installation of nest platforms and nest boxes. Rocky Mountain Power plans to install 
additional nest platforms where appropriate in the FHCA, to facilitate removal of 
problem nests from Rocky Mountain Power facilities. In areas where dead snags along 
utility rights‐of‐way in the FHCA may be fire hazards, Rocky Mountain Power may 
remove these trees as part of vegetation management activities. Because nesting 
cavities located in such dead snags may be limited and important to cavity‐nesting 
species, Rocky Mountain Power proposes to partner with groups that install nest boxes 
for American kestrels, screech owls and other cavity nesting birds. Support of these nest 
box programs would help offset our impact to these species, and would provide 
alternative nesting sites that are maintained and do not pose a fire risk.  

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 48 of 85

Substations. Under current practices, avian protection devices are installed (or the presence of 
existing avian protection devices is verified) at substations during routine planned maintenance. 
Such avian protection devices include covers and/or barriers at equipment locations where 
there is an increased risk of electrocution (e.g., circuit breaker bushings, substation transformer 
bushings and arresters, switches, and station service transformers, cutouts and arresters). 
As part of the WPP, the company is evaluating whether any wildlife guards could be employed 
in substations to minimize wildlife contacts. 
Lines and Line Elements. Risk assessment surveys are currently conducted as needed to assist 
with  identifying  structures  for  proactive  retrofitting  efforts.  These  surveys  involve  visual 
inspection of lines, structures, equipment and rights‐of way to identify evidence of avian use, 
mortalities,  nests  and  risk.  Circuits  and  regions  are  prioritized  throughout  Rocky  Mountain 
Power’s  service  territory  based  on  avian  mortality  history,  eagle‐specific  risks  and  incident 
trends.  Circuit  priorities  are  re‐assessed  annually  to  identify  current  conditions,  including 
availability of suitable avian habitat, avian population shifts, prey base, surrounding land use 
and proactive retrofitting activity completion status. These prioritizations are reviewed during 
routine APP meetings with the USFWS. Within prioritized circuits, field risk assessment surveys 
are conducted to identify high‐risk poles and determine appropriate retrofitting needs.  
In addition to circuit prioritization, a spatial‐based analysis may be conducted to determine focal 
areas to implement proactive retrofit activities. Spatial‐based analysis uses density and heat 
mapping within ArcGIS to identify high‐risk avian environments. Using GIS modeling, the highest 
risk poles in a specific area may be identified by considering habitat and pole‐related variables 
such as pole configuration, presence of equipment, existing avian protection, and other factors 
determined to be significant based on existing local data. 
In addition to circuit prioritization, a spatial‐based analysis may be conducted to determine focal 
areas to implement proactive retrofit activities. Spatial‐based analysis uses density and heat 
mapping within ArcGIS to identify high‐risk avian environments. Using GIS modeling, the highest 
risk poles in a specific area may be identified by considering habitat and pole‐related variables 
such as pole configuration, presence of equipment, existing avian protection, and other factors 
determined to be significant based on existing local data. 
The planned rebuild work on distribution and transmission circuits in the FHCA, discussed in the 
system hardening section, will incorporate current best practices to limit wildlife contacts. In 
particular, use of covered conductor virtually eliminates avian contacts. Consequently, most 
lines in the FHCA will not require retrofits. Lines which are not being rebuilt, however, will be 
assessed for retrofitting. The company will coordinate WPP retrofit projects with other long‐
term planning objectives. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 49 of 85
5.3. Other Environmental Considerations 
Rocky  Mountain  Power’s  wildland  fire  protection  efforts  will  require  coordination  with 
governmental agencies and may also require additional permitting related to trust resources 
(e.g., cultural, water and biological resources). To facilitate proactive wildland fire protection 
work  and  to  avoid  possible  regulatory  violations,  Rocky  Mountain  Power's  environmental 
services assesses regulatory requirements and actively coordinates with applicable agencies. 
This  subsection  identifies  coordination  needs,  surveys  and  measures  that  can  be  taken  to 
streamline agency authorizations for maintenance work and wildland fire protection activities. 
In addition, collaborative efforts with external organizations are proposed where such efforts 
would provide an overall reduced wildfire risk (e.g., fuels reduction, habitat enhancement). 
Some  wildland  fire  protection  activities  may  have  environmental  impacts  and  necessitate 
agency coordination or permitting before implementation. These activities may be related but 
not  limited  to  vegetation  management,  ground  disturbance,  access  road  creation  or 
maintenance, changes to right‐of‐way boundaries or conditions, seasonal timing of work and 
potential impacts to threatened/endangered/sensitive species, cultural resources, wetlands or 
other natural resources. In some cases, proactive measures can be taken to communicate with 
agencies and resolve potential environmental issues that could arise in future work. 
Coordination  between  environmental  services  and  various  other  Rocky  Mountain  Power 
business units and governmental agencies is common. Some examples of areas requiring such 
coordination are: 
 Access road filling, improvements, rerouting or expansions 
 Power line structure modification or replacements 
 Ground‐disturbing activities 
 Activities on public lands 
 Wetland and waterway impacts 
 Implementation of fire minimization Best Management Practices (BMPs) from the APLIC 
document Best Management Practices for Electric Utilities in Sage‐grouse Habitat, as 
applicable, in Rocky Mountain Power projects 
 Environmental impacts associated with undergrounding power lines 
 Seasonal activity buffers and other restrictions to protect nesting birds, sage‐grouse 
leks, big game winter range, winter bald eagle roosts and other sensitive wildlife 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 50 of 85

 Agency stipulations regarding rare plant or wildlife surveys 
 External habitat efforts that promote low growing, fire resilient species and pollinator 
habitat in rights‐of‐way 
 Any other environmental impacts identified through use of an environmental checklist 
Many initiatives require extensive and detailed involvement by environmental services. For 
example, certain projects, both existing and potential, require biological and cultural review 
and/or surveys to support implementation. A few possibilities are outlined below: 
 O&M Plan. Rocky Mountain Power environmental services will continue efforts with 
federal land management agencies, including the respective state offices of the BLM and 
USFS, to update (or develop as the case may be) an O&M plan that guides Rocky 
Mountain Power’s maintenance activities on lands managed by the respective agency 
and streamlines permitting activities. These efforts have been ongoing for several years 
with the Utah BLM, and such collaboration can be valuable to facilitate wildland fire 
protection activities. Future iterations may include permit consolidation (master 
permits) by forest or field office, which would allow for more efficient and timely 
response to conditions or wildfire threats. 
 Fuel Breaks. There may be opportunities to use Rocky Mountain Power rights‐of‐way as 
fuel breaks. Rocky Mountain Power environmental services may coordinate with state, 
federal, and other agencies to identify opportunities, challenges and potential 
requirements. 
 Habitat Enhancements. Habitats can be managed to reduce the wildfire risk, and there 
may be partnership opportunities with third parties already conducting habitat 
enhancement work. Examples include rangewide sage‐grouse conservation efforts and 
state or local efforts, such as Utah’s Watershed Restoration Initiative (WRI). The Utah 
WRI implements habitat conservation projects, including fuels reduction efforts that can 
limit the frequency and intensity of destructive fires, reduce fire‐prone invasive plant 
species and restore degraded habitats to functioning, fire resilient watersheds. WRI 
brings together public and private partners to develop and implement projects, 
leverages matches an average of 5:1 and addresses environmental and cultural resource 
clearances that would otherwise be challenging for Rocky Mountain Power to conduct 
on its own. Rocky Mountain Power environmental services may work with WRI to 
identify existing projects for funding or develop partnerships for projects that include 
beneficial treatments in Rocky Mountain Power rights‐of‐way, especially projects 
located in the FHCA. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 51 of 85
 Pollinator Habitat Conservation. Pollinator habitat tends to mitigate wildfire risk, 
because pollinator habitat often includes vegetation more resistant to wildfire ignition 
and spread. Rocky Mountain Power environmental services may explore opportunities 
to implement pollinator habitat conservation practices, as appropriate, in Rocky 
Mountain Power rights‐of‐way. To this end, Rocky Mountain Power environmental 
services plans to collaborate with other utilities, agencies and industry groups (e.g., EEI) 
to identify current best practices for maintaining pollinator habitat, and therefore fire 
resilient habitat, in utility rights‐of‐way. 
6. Construction Standards 
Construction standards have been developed for the use of Rocky Mountain Power personnel 
and contractors in the construction, operation and maintenance of Rocky Mountain Power’s 
electric distribution facilities. Systemwide construction standards play an important role in the 
continued expansion of Rocky Mountain Power’s facilities, as well as ensuring that modifications 
to existing facilities are in line with updated industry practices. Standards properly developed 
and applied accomplish the following objectives: 
 1. Establish desired design criteria and performance levels 
 2. Ensure uniform, safe and economical construction practices 
 3. Provide information on materials and their proper application 
 4. Minimize engineering and estimating time 
 5. Provide the basis for automated material and labor determination for estimates and 
work orders 
Each standard is typically re‐evaluated within 10 years of its publication date to ensure it is in 
accordance with current codes and beneficial to Rocky Mountain Power and its customers. As 
discussed previously, Rocky Mountain Power has identified geographic areas with the greatest 
wildfire  risk,  which  are  designated  as  in  the  Fire  High  Consequence  Area  (FHCA).  After 
designating  the  FHCA,  the  Rocky  Mountain  Power  engineering  standards  department 
completed  and  published  construction  standards  for  certain  types  of  equipment  that  are 
approved  for  new  construction  in  the  FHCA.  In  addition,  the  standards  department  has 
identified certain equipment, the use of which is discouraged in the FHCA. Map layers showing 
the FHCA are available in the company’s internal mapping applications as a guide for estimators 
to determine where to use these construction standards. 
General  FHCA  Applications.  Certain  equipment  has  design  characteristics  that  make  the 
equipment less likely to ever be involved in a fire ignition, as compared to alternatives frequently 
used  in  the  construction  of  electrical  facilities.  For  example,  many  traditional  fuses  are 
commonly referred to as expulsion fuses because such fuses could emit a shower of sparks if 
operated. Obviously, the sparks from an expulsion fuse can ignite a wildfire if a fuse operates in 
an area with dry wildland vegetation. There are, however, alternatives to traditional expulsion 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 52 of 85

fuses. A fuse that does not emit a shower of sparks on operation is commonly referred to as a 
non‐expulsion fuse. Because the non‐expulsion fuse does not emit sparks, its use mitigates 
wildfire risk. Accordingly, the engineering standards department has researched non‐expulsion 
fuses and created a construction standard for using such equipment on Rocky Mountain Power 
facilities in the FHCA. Other types of equipment have also been evaluated. With respect to 
distribution structures, two categories of equipment were identified as follows: 
 FHCA Exempt standards identify equipment that has been designed to mitigate the risk 
of fires in high fire‐threat areas. See Figure 24. 
 FHCA Non‐Exempt standards have been identified as not mitigating the risk of fires in 
FHCA. In other words, FHCA non‐exempt equipment has a greater likelihood of emitting 
sparks. FHCA‐non‐exempt standards are marked at the top of the first page with the 
symbol shown in Figure 25. 
(Cal Fire uses the terms “exempt” and “non‐exempt” because the use of certain equipment 
exempts a pole from pole clearing requirements. This terminology has become accepted in the 
industry, and Rocky Mountain Power has, therefore, used the exempt and non‐exempt terms in 
its construction standards.) There are of course devices that are neither FHCA Exempt nor FHCA 
Non‐Exempt, which may continue to be used in the FHCA as standard design, so long as there is 
no FHCA Exempt alternative required for such construction. Standards for FHCA Exempt devices 
are marked with the following symbol: 

 Figure 24. Symbol for “FHCA Exempt” 
To develop these construction standards, Rocky Mountain Power referred to the Cal Fire Power 
Line Fire Prevention Field Guide (2008 Edition). 
In addition to creating construction standards for equipment that mitigates fire risk when used 
(and is designated as approved for use in the FHCA), work has also been completed to identify 
certain equipment that increases the risk of wildfire when used. Consequently, standards have 
been  developed  to  designate  equipment  that  is  not  allowed  for  use  in  the  FHCA.  Such 
equipment may continue to be used in normal construction activities outside the FHCA. But the 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 53 of 85
standard for such equipment will be designated as FHCA Non‐Exempt and marked at the top of 
the first page with the following symbol: 

 Figure 25. Symbol for “FHCA Non‐Exempt”  
The  standards  department  continues  to  evaluate  and  add  new  devices  and  construction 
methods to the FHCA standards regularly as new technologies becomes available. 
7. System Hardening 
Rocky Mountain Power’s electrical infrastructure is engineered, designed and operated in a 
manner consistent with prudent utility practice, enabling the delivery of safe, reliable power to 
all customers. When installing new assets, Rocky Mountain Power is committed to incorporating 
the latest technology and engineered solutions. When conditions warrant, Rocky Mountain 
Power may engage in strategic system hardening, which means replacing existing assets (or, in 
some circumstances, modifying existing assets using a new design and additional equipment) to 
make the assets more resilient. Recognizing the growing risk of wildfire, Rocky Mountain Power 
proposes  to  substantially  supplement  existing  asset  replacement  projects  with  system 
hardening programs designed to mitigate specific operational risks associated with wildfire. 
System  hardening  programs  are  designed  in  reference  to  the  equipment  on  the  electrical 
network  that  could  be  involved  in  the  ignition  of  a  wildfire.  In  general,  system  hardening 
programs attempt to reduce the occurrence of events involving the emission of sparks (or other 
forms of heat) from electrical facilities. No single program mitigates all wildfire risk related to all 
types of equipment. Individual programs address different factors, different circumstances and 
different  geographic  areas.  Each  program  described  below,  however,  shares  the  common 
objective of reducing overall wildfire risk associated with the design and type of equipment used 
to construct electrical facilities. In prioritizing particular design or equipment elements, these 
programs can also consider environmental factors impacting the magnitude of a wildfire. Dry 
and  windy  conditions  pose  the  greatest  degree  of  risk.  Consequently,  system  hardening 
programs may specifically attempt to reduce the potential of an ignition event when it is dry 
and windy, by looking at equipment that is more susceptible to failure or contact with foreign 
objects when it is dry and windy. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 54 of 85

It must be emphasized, however, that system hardening cannot prevent all ignitions, no matter 
how much is invested in the electrical network. Equipment does not always work perfectly and, 
even when manufactured and maintained properly, can fail; in addition, there are external 
forces and factors impacting equipment, including from third parties and natural conditions. 
Therefore,  Rocky  Mountain  Power  cannot  guarantee  that  a  spark  or  heat  coming  from 
equipment owned and operated by Rocky Mountain Power will never ignite a wildfire. Instead, 
Rocky Mountain Power seeks to reduce the potential of an ignition associated with any electrical 
equipment. To this end, Rocky Mountain Power plans to make substantial investments with 
targeted system hardening programs. 
For clarity, it is worth noting that system hardening is a concept closely related to other wildland 
fire protection strategies discussed in this plan. Rocky Mountain Power is committed to use the 
best  designs  and  technologies  when  completing  corrections  of  identified  conditions,  as 
discussed in the prior section on inspections and corrections, and when constructing new line 
extensions, which is addressed in the next section. Also along these lines, Rocky Mountain 
Power developed new design standards applicable to new construction in areas of elevated 
wildfire risk, described in the construction standards section. The idea of “system hardening” 
applies in these contexts, as Rocky Mountain Power certainly plans for new construction to be 
“hardened” against wildfire risk. This particular section on system hardening, however, is geared 
toward specific programs aimed at making existing facilities more resistant to wildfire, even 
though those existing facilities are fully functional and do not require any corrective work under 
current utility best practices. 
7.1. FHCA Line Rebuild Program 
As a central part of this wildland fire protection plan, Rocky Mountain Power is planning to 
rebuild  a  number  of  selected  power  lines.  The  rebuild  program  is  well  above  and  beyond 
standard  utility  practice.  It  is  not  typical  to  tear  down  and  rebuild  an  entire  line.  Instead, 
particular equipment components are replaced on an as‐needed basis. Likewise, a particular 
pole might be replaced if necessary. Thus, over time, particular segments of a line may be 
“rebuilt” as part of an ongoing process of smaller, individual capital improvements at specific 
pole locations. This approach, under normal circumstances, is typically the most cost effective 
way to provide safe and reliable electric service. 
Because of the heightened risk of a catastrophic wildfire in the FHCA, Rocky Mountain Power is 
spearheading a new program to comprehensively rebuild selected lines. The rebuild program 
will involve new construction from the ground up and for the entire length of a selected segment 
of a line, including the installation of new conductor and new poles. In other words, the end 
result of a project will be a brand new line, as if there had not previously been a line at that 
location. New construction of an entire line is expensive. Rocky Mountain Power proposes to 
make this investment because a comprehensive approach will be the most efficient way to 
upgrade all equipment on a line at one time and make all components of the entire line more 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 55 of 85
resilient  against  wildfire.  It  is  also  the  most  efficient  way  to  make  a  transition  to  covered 
conductor, which is discussed in greater detail below. 
The company used different criteria to determine which lines are included within the line rebuild 
program. First, because of the heightened risk in the FHCA, all lines included in the rebuild 
program are located at least partially in the FHCA. Certain segments of a rebuild might extend 
outside  the  FHCA,  based  on  the  location  of  substations  or  protective  devices.  In  general, 
however,  the  vast  majority  of  rebuild  is  in  the  FHCA.  Second,  the  company  evaluated  the 
average age of poles on the line. If the average age of poles was above 45 years of age, the line 
was included in the rebuild program. Third, even if the average age of poles was less than 45 
years of age, particular lines were hand‐selected for rebuild based on local knowledge of the 
electrical infrastructure. 
In using average pole age as the objective criteria, we must emphasize that pole age of an 
individual pole, alone, does not necessarily have a direct correlation to risk; an old pole may be 
perfectly strong, whereas a younger pole may suffer decay because of specific conditions at that 
pole location (i.e., soil, drainage, insects, etc.). In other words, continued use of an older pole 
(i.e., even a pole much older than 45 years of age) is appropriate for safe and reliable service 
unless there is an observable defect in the pole. And the normal industry standard is to replace 
a  pole  only  when  that  particular  pole  manifests  a  certain  degree  of  observable  weakness. 
Nonetheless, the heightened risk of wildfire warrants selected application of a more aggressive 
approach, and average pole age is an appropriate criteria to determine which segments of line 
are the highest priority candidates for a rebuild. When an entire group of assets is assessed from 
the perspective of asset age (i.e., a segment of line, with all of its components), there is some 
direct relationship with risk. As the average age of assets on a line increases over time, the 
probability that some portion of equipment will fail increases to some degree. Pole age is a data 
point maintained by the company, and the average age of poles is highly indicative of the age 
of all of the assets on the line (especially in relative terms to other lines). Consequently, the 
company has used average pole age as the objective measure by which to qualify line segments 
in the FHCA for the rebuild program. 
After identifying line segments based on average pole age, the company also added other line 
segments of special concern. As discussed in the risk assessment section above, the FHCA is a 
geographic area, reflecting computer simulation modeling of wildfire spread and its impacts on 
people and property. That larger risk assessment does not necessarily account for the unique 
circumstances of a specific power line at any given location. Because of topography, some power 
lines have certain operational challenges that other lines do not have. For example, some lines 
are simply easier to patrol because they run parallel to an established roadway. Other lines, 
however, might have been constructed up a steep mountain slope. Thus, certain lines were 
added to the rebuild project because of their unique characteristics, assessed in context with 
the  immediately  surrounding  landscape.  In  general,  an  FHCA  line  traversing  dense,  tall 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 56 of 85

vegetation and crossing exposed ridges with frequent high winds was considered as a rebuild 
candidate, even if the average age of poles was less than 45 years of age. 
Covered Conductor. Historically, the vast majority of high voltage power lines in the United 
States – and in Rocky Mountain Power’s service territory – were installed with bare overhead 
conductor.  As the name “bare” suggests, the  wire is all‐metal and exposed to  the air. For 
purposes of wildfire mitigation, a new conductor design has emerged as the preferred approach. 
Most of the projects in the FHCA Line Rebuild Program will involve the installation of covered 
conductor. Covered conductor is also frequently called insulated conductor or insulated wire. 
Sometimes, with some variations in products, it is also called spacer cable, aerial cable, or tree 
cable. 
The dominant characteristic of covered conductor is that the metal conductor which actually 
carries electricity is sheathed in a plastic covering. As a comparison for the lay person, covered 
conductor is like an extension power cord that you might use in your garage. The plastic coating 
provides insulation for the energized metal conductor inside the plastic coating. To be clear, 
covered conductor is not insulated enough for people to directly handle an energized high 
voltage power line (as discussed below). But the principle is the same. The plastic sheathing 
provides an insulating effect. It is this insulating effect which reduced the risk of wildfire, by 
greatly reducing the number of faults that would have occurred had bare conductor been used. 
Variations in covered conductor products have been used in the industry for decades. Due to 
many  operating  constraints,  however,  use  of  covered  conductor  tended  to  be  limited  to 
locations with extremely dense vegetation where traditional vegetation management was not 
feasible or efficient. Recent technological developments, however, have markedly improved 
covered conductor products, reducing the operating constraints historically associated with the 
design. These advances have improved the durability of the project and reduced the impact of 
thermal insulation (i.e. because bare wires are exposed to air, bare wires can cool easier). There 
are still logistical challenges with covered conductor. Above all, the wire is heavier, especially 
when carrying snow or ice in the cold Utah weather, meaning that more and/or stronger poles 
are required when using covered conductor. And the product itself is more expensive than bare 
conductor. 
The wildfire mitigation benefits of covered conductor are significant. As discussed in the risk 
assessment section, a disruption on the electrical network, a fault, can result in emission of spark 
or heat that could be a potential source of ignition. Covered conductor greatly reduces the 
potential of many kinds of faults. For example, contact from object is major category of real‐
world faults which can cause a spark. Whether it is a tree branch falling into a line or a Mylar 
balloon carried by the wind drifting into a line, contact from those objects with energized bare 
conductor causes the emission of sparks. If those same objects contact covered conductor, the 
wire is insulated enough that there are no sparks. Likewise, many equipment failures are a 
wildfire risk because the equipment failure then allows a bare conductor to contact a grounded 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 57 of 85
object. Consequently, covered conductor greatly reduces the risk of ignition associated with 
most types of equipment failure. For example, if a crossarm breaks, the wire held up by the 
crossarm  often  falls  to  the  ground  (or  low  and  out  of  position,  so  that  the  wire might  be 
contacting vegetation on the ground or the pole itself). In those circumstances, a bare conductor 
can emit sparks (or heat) that can cause an ignition. The use of covered conductor, in those 
exact same circumstances, would almost certainly not lead to an ignition, because the insulation 
around the wire is sufficient enough to prevent any sparks and limit energy flow, even when 
there is contact with an object. 
Covered conductor is especially well‐suited to reduce the occurrence of faults reasonably linked 
with the worst wildfire events. Dry and windy conditions pose the greatest wildfire risks. Wind, 
in particular, is the driving force behind catastrophic wildfire spread. At the same time, wind has 
distinct and negative impacts on a power line. The wind blows objects into lines; a strong wind 
can cause equipment failure; and even parallel lines slapping in the wind can cause sparks. 
Covered conductor specifically reduces the potential of a catastrophic ignition event, because 
covered conductor is especially effective at limiting the kinds of faults that occur when it is 
windy. Taken together, these substantial benefits warrant the use of covered conductor in areas 
with a high wildfire risk. 
While  the  wildfire  mitigation  benefits  are  substantial,  certain  disadvantages  with  covered 
conductor need to be addressed as well. In addition to the added expense and operational 
limitations mentioned above, the benefits that covered conductor provide also lead to a unique 
challenge. With bare conductor, the utility usually learns about an event relatively quickly, 
because  a  significant  or  persistent  fault  typically  results  in an  outage.  When  an  outage  is 
reported, the utility can generally patrol the line to identify any obvious structural problems. A 
bare conductor on the ground may sometimes still be energized. If the contact with ground (or 
vegetation with a path to ground) mimics the use of electricity by downstream customers, the 
protection equipment on the line may not activate to open a breaker and de‐energize the line. 
Nonetheless, a high impendence fault tends to be temporary and will usually lead to an outage 
in a relatively short term. In sum, a displaced bare conductor will generally be spotted and 
corrected within a relatively short timeframe. 
Covered conductor works differently. Because the covered conductor is designed to avoid a 
fault, it is also likely to remain energized, even if not properly attached to a pole. From a wildfire 
mitigation perspective, not learning about an event is a sign that covered conductor is working 
as intended (i.e. a fire cannot have started if no sparks were emitted). But the ability for covered 
conductor to avoid an electrical fault and stay energized implicates a separate set of concerns. 
If a tree branch momentarily touches a covered conductor, it is not an issue, because the line 
simply continues to operate as intended. But when the covered conductor is physically displaced 
from its designed position, it can be difficult to identify. Taking again the example of a broken 
crossarm, a covered conductor hanging a few feet off the ground, perhaps even contacting tall, 
dry grass or lying across Gambel oak, will almost certainly not experience a fault right away, 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 58 of 85

which is a good outcome. In that case, an ignition will not occur. A downed or low‐hanging line 
is always, however, a safety hazard. Because the insulation on the covered conductor works to 
prevent an outage in a situation like this, the line remains energized. As a fundamental rule, a 
person should never touch or handle any energized high voltage line, even if it is insulated. 
Touching an insulated conductor is certainly less dangerous than touching a bare conductor, 
and incidental contact with a covered conductor should be harmless. But there are still risks of 
electrical contact injury to any person touching the wire. The insulating effect of the sheathing 
on the covered conductor in not rated to prevent the flow of electricity to a person in direct 
contact with the ground, and a person touching a covered conductor could still be seriously 
injured. If the wire has actually broken (i.e., because a tree fell into the line), there is a risk of 
contacting the two exposed ends. 
In sum, at a very basic level, covered conductor is safer overall compared to bare conductor. 
Not only does covered conductor reduce the risk of wildfire, it is less dangerous to contact a 
covered  conductor  compared  to  a  similar  voltage  bare  conductor.  Combined  with  the 
substantial wildfire mitigation benefits, covered conductor is the preferred design for rebuild 
projects. There are, however, unique challenges implicated in making it harder to spot a low‐
hanging or downed line. 
Rocky Mountain Power also evaluated the costs and benefits of underground design for the 
rebuild  projects.  The  potential  wildfire  mitigation  benefits  are  undeniable.  While  an 
underground design does not completely eliminate every ignition potential (i.e. because of 
above‐ground junctions), it is the most effective design to most dramatically reduce the risk of 
any  utility‐related  ignition.  Unfortunately,  because  of  cost  and  operational  constraints,  the 
functional realities of underground construction prevent widespread application as a wildfire 
mitigation strategy. Nonetheless, Rocky Mountain Power is using an underground design as part 
of the rebuild projects when functional and cost‐effective. Through the design process, each 
individual rebuild project is assessed to determine whether sections of the rebuild should be 
completed with underground construction. As a practical matter, the great majority of the 
rebuilds will be covered conductor. This outcome is consistent with emerging best practices. 
Utilities in geographic areas with extreme wildfire risk, including in California and Australia, are 
trending heavily towards use of covered conductor, with limited applications of underground 
construction  where  appropriate.  Indeed,  sourcing  material  for  the  planned  projects  is 
challenging  because  of  the  industry  trend  towards  use  of  covered  conductor  as  a  primary 
wildfire  mitigation  strategy.  On  a  related  note,  the  company  remains  willing  to  consider 
additional  underground  applications.  Some  communities  and  landowners  may  prefer,  for 
aesthetic reasons, to pursue a higher cost underground alternative. Consistent with controlling 
electric service regulations, Rocky Mountain Power will work with communities or individual 
landowners  who  are  willing  to  pay  the  incremental  cost  and  obtain  the  necessary  legal 
entitlements for underground construction, if covered conductor is the least cost option for a 
rebuild project. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 59 of 85
7.2. Pole Replacement Program 
As indicated above, all poles on a rebuilt line will be replaced as part of a rebuild program. The 
intent of the rebuild program is to comprehensively bring the line to a new condition. (In 
addition, the conversion to covered conductor often necessitates pole replacement anyway.) 
For lines in the FHCA which are not being rebuilt, Rocky Mountain Power is planning to replace 
selected  poles  through  a  pole  replacement  program.  The  company will  prioritize  poles  for 
replacement based on pole age, and all poles in the FHCA over 45 years of age will be selectively 
replaced as part of the program. 
In  some  applications,  Rocky  Mountain  Power  may  replace  a  wooden  pole  with  a  steel  or 
composite pole. In most applications, however, the company will continue to use wooden poles. 
A steel pole is obviously stronger than a wooden pole, meaning that it is generally less likely, in 
the same period of time, to fail. Because it is not flammable, a steel pole is also generally better 
at withstanding a wildfire burning through the area in which it is located without damage to the 
pole itself. A wooden pole, however, tends to perform extremely well, especially in Utah’s arid 
climate. With that proven performance, a wood pole tends to be more cost effective in most 
standard applications. A steel pole will be used when greater strength is required. To mitigate 
against  damage  to  a  wooden  pole,  Rocky  Mountain  Power  is  investing  in  fireproof  mesh 
wrapping  to  protect  selected  at‐risk  poles  (see  immediately  below).  In  sum,  the  company 
determined that for most applications wooden poles are generally more cost‐effective. 
7.3. Fireproof Mesh Wrapping 
Many wooden poles will be wrapped as part of Rocky Mountain Power’s efforts to protect its 
own assets. The vast majority of wildfires do not have a utility‐related ignition. Wildfires can 
burn through the area where an electric power line is located and cause massive damage to the 
line.  Accordingly,  Rocky  Mountain  Power  plans  to  wrap  wooden  poles  with  a  protective 
material. The fireproof mesh wrapping is intumescent, meaning that it swells in the event of a 
fire. That swelling protects the underlying wood. The manufacturers have tested the material at 
labs to demonstrate the material’s effectiveness at protecting wooden poles from fire damage. 
Wooden poles will be selected for wrapping based on perceivable wildfire threat to the pole. In 
essence, wooden poles in close proximity to at‐risk fuels will be prioritized for treatment. There 
are three main categories of wooden poles that will receive wrapping treatment. First, many 
wooden poles installed as part of the FHCA Line Rebuild Program will be treated with fireproof 
mesh wrapping. After spending so much to rebuild a line, the company has a strong desire to 
protect the investment. Second, some existing wood poles in the FHCA will be wrapped on an 
as‐needed.  Poles  that  are  relatively  young,  structurally  sound,  and  have  no  outstanding 
observed maintenance needs affecting the strength of the pole fall into this category. Third, if a 
pole has experienced a history of fire damage from third parties performing controlled burns, 
fire wrap may be considered as an alternative. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 60 of 85

7.4. Relays for Advanced System Protection Program 
Rocky Mountain Power plans to replace electro‐mechanical relays with microprocessor relays. 
Microprocessor relays provide multiple wildfire mitigation benefits. Microprocessor relays are 
able to exercise programmed functions much faster than an electro‐mechanical relay. Above all, 
the faster relay limits the length and magnitude of fault events. After a fault occurs, energy is 
released, posing a risk of ignition, until the fault is cleared. Reducing the duration of a fault event 
reduces the risk that the fault might result in a fire. Microprocessor relays also allow for greater 
customization to address environmental conditions through a variety of settings, and are better 
able to incorporate complex logic to execute specific operations. These functional features allow 
for the company to use more refined settings for application during periods of greater wildfire 
risk. Finally, in contrast to electro‐mechanical relays, microprocessor relays retain event logs 
that provide data for fault location and later analysis. In certain circumstances, this information 
can help the company locate and correct a condition prior to the condition leading to a more 
serious event. At a minimum, such information facilitates better knowledge of the network, 
possibly shaping future mitigation strategies. As part of replacing an electro‐mechanical relay, 
the associated circuit breaker may also be replaced, as appropriate to facilitate the functionality 
of a microprocessor relay. 
7.5. Non‐Expulsion Fuse Installation Program 
Rocky  Mountain  Power  is  systematically  replacing  all  expulsion fuses  in  the  FHCA  with 
comparable  non‐expulsion  devices.  A  standard  expulsion  fuse,  industry  standard  for  many 
decades, could emit a shower of sparks during operation. A fuse is a safety device that allows a 
release of energy to protect the line from too much current in the event of a fault on the line. 
After the fuse operates, the circuit is opened, and the line is de‐energized. Because of the 
obvious wildfire risk associated with such an operation, comparable devices were developed to 
eliminate the sparks expelled to the ground. In essence, energy is still redirected through a 
charge; but the charge is blown into a bed of sand that is fully enclosed in the equipment itself. 
Thus, this new type of fuse has earned the name of “non‐expulsion fuse,” because it does not 
expel sparks towards the ground. A non‐expulsion fuse offers undeniable wildfire mitigation 
benefits compared to an expulsion fuse. The only downside is cost, because a non‐expulsion 
fuse  costs  many  more  times  as  much  as  a  standard  expulsion  fuse.  Because  it  effectively 
eliminates a definite risk of ignition, the company has determined that non‐expulsion fuses are 
a cost justified wildfire mitigation strategy in the FHCA. Similarly, expulsion lightning arresters 
when exposed to an overvoltage condition, typically caused by lightning, will ignite a small 
charge that could expel a spark towards the ground. The company is in the process of replacing 
these devices with non‐expulsion equivalents.  
Fuse replacement also implicates coordination concerns. To enable effective trouble‐shooting, 
fuses on downstream sections of a line need to be fuse coordinated with upstream devices. As 
a result, an individual expulsion fuse cannot simply be replaced with a non‐expulsion device in 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 61 of 85
isolation.  Recognizing  fuse  coordination  concerns,  Rocky  Mountain  Power  is  planning  to 
complete fuse replacements on a line‐by‐line basis. Because the FHCA is a geographic area, 
some sections of a line can be in the FHCA while other sections of the same line are not. For 
purposes of fuse coordination, the company will fuse coordinate all downstream sections of a 
line with any portion of such line in the FHCA. 
8. New Construction 
As demonstrated throughout this wildland fire protection plan, most wildland fire protection 
strategies focus on existing facilities. The electric system is not, however, static. As communities 
face growing risks of wildfire, electric utilities need to also consider mitigation strategies that 
address  new  and  modified  facilities.  Indeed,  the  wildfire  risk is  driven  largely  by  human 
development. While significant wildfires in remote wilderness areas are serious events with 
both positive and negative ecological consequences, the wildfires that cause the greatest harm 
to people and property are those that occur nearer to denser areas of human development. 
Above  all,  as  discussed  in  the  risk  assessment  section  above,  human  development  in  the 
wildland urban interface – the area in which homes and other development are situated near 
expanses of predominantly wildland vegetation or incorporate sections of wildland vegetation 
in  their  landscaping  plans  –  is  particularly  susceptible  to  wildfire.  The  relatively  dense 
populations and relatively expensive structures in these wildland‐urban interface areas pose a 
unique wildfire risk. And the electrical network plays a role, because the electrical network 
follows and facilitates the growth and expansion of new buildings where people live and work. 
From a wildfire perspective, the popularity of underground facilities, driven mostly by aesthetic 
concerns, significantly mitigates the wildfire risk associated with electric service (despite also 
increasing some maintenance and reliability concerns). At the same time, underground facilities 
tend to be much more expensive than traditional overhead construction. In any case, serving 
load  growth  in  and  around  the  wildland  urban  interface  should  factor  in  a comprehensive 
wildfire mitigation strategy. 
The  system  of  electrical  facilities  owned  and  operated  by  Rocky  Mountain  Power  can  be 
expanded in multiple ways. New construction on the transmission network is typically planned, 
designed and constructed by Rocky Mountain Power from initiation to end of any project. With 
respect to distribution lines, expansion of the electrical network is typically driven by customer 
demand. In general, these expansions are commonly referred to as “line extensions,” because 
power lines are constructed to extend service to a new location, based on the application made 
by an applicant. 
8.1. Line Extensions 
Electric Service Regulation No. 12 govern the process by which line extensions are made. The 
obligation to serve all customers, on fair terms, is a core principle for regulated electric utilities 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 62 of 85

and is embedded in Regulation No. 12. Along these lines, any wildfire mitigation strategy must 
be consistent with those rules and regulations. 
Right‐of‐Way – Route Selection. Consistent with Regulation 12 Section (1)(m), Rocky Mountain 
Power selects the route for a proposed Line Extension. Rocky Mountain Power has to consider 
a number of factors in selecting the optimal route. The factors include physical construction 
constraints in topography or soil type, physical access for both construction and long‐term 
maintenance, obtaining the lowest cost to the applicant, and efficiency considerations related 
to future connections. In some cases, the optimal path is clear. Not surprisingly, following the 
path of an existing road can often be a sensible approach. In other cases, the optimal path may 
be less than clear. In some situations, the applicant may have other priorities that support a 
particular path. In consideration of the underlying principle to provide service on fair terms and 
the goal of providing excellent customer service, customer preference is factored in the analysis, 
including a desire to accomplish the lowest cost alternative for the customer. 
Another factor in choosing the route for a line extension is the practical need to obtain the 
necessary  legal  entitlements  for  the  right‐of‐way.  Under  Regulation  12  Section  (1)(m),  the 
applicant is responsible for providing Rocky Mountain Power with standard easement rights 
sufficient to construct and maintain the new facilities. In some situations, the applicant will need 
to obtain easement rights from a neighboring landowner. This reality will often implicate a need 
for Rocky Mountain Power to cooperate with the customer on selecting a secondary route 
alternative, if the applicant is unable, after reasonable efforts, to obtain the easement rights 
necessary for the preferred path. In those circumstances, Rocky Mountain Power will work with 
the  applicant  to  identify  a  secondary  route,  if  feasible,  to  enable  completion  of  the  line 
extension. 
In all cases, an estimator considers local, site‐specific conditions. To mitigate the wildfire risk 
associated with new construction, Rocky Mountain Power estimators will be factoring greater 
weight on the wildfire risk in selecting the preferred route for a line extension. Because of the 
impact of fuels, this factor is given more weight in areas with wildland vegetation. To this end, 
estimators are encouraged to favor routes that have good access, which is valuable not only for 
regular maintenance but also for spotting and suppressing a fire. Estimators are also encouraged 
to favor routes that traverse areas with less wildland vegetation (e.g., irrigated areas). All other 
factors must still be considered, including the total end cost to the customer. The mitigation 
goal is to make wildfire risk an issue that is properly factored into the route selection process, 
especially in areas of greater relative risk. Rocky Mountain Power estimators are encouraged to 
be aware of the wildfire risk associated with any particular route, especially when designing new 
construction in the FHCA. 
Right‐of‐Way  –  Pre‐Construction  Clearing.  Again  under  Regulation  12  Section  (1)(m),  the 
applicant is required to make the right‐of‐way ready for construction. In addition to any costs 
associated with obtaining the necessary easements, there are some construction costs related 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 63 of 85
to physically preparing the right‐of‐way for installation. For example, if a right‐of‐way has to be 
graded to allow vehicle access, such a cost is appropriately borne by the applicant. If a tree has 
to  be  removed  to  clear  way  for  the  installation  of  a  pole,  the cost  to  remove  the  tree  is 
appropriately charged to the applicant. Likewise, any trees that would immediately implicate 
the minimum clearance specifications set by Rocky Mountain Power vegetation management 
must  be  pruned  or  removed  before construction.  Thorough  and  effective  pre‐construction 
clearing  significantly  aids  the  efforts  of  Rocky  Mountain  Power  vegetation  management  in 
maintaining clearances through subsequent cycles. Furthermore, any high risk trees that could 
fall and strike the new line should be evaluated for removal before any construction. Estimators 
are encouraged to coordinate with vegetation management and to strictly enforce existing 
requirements for making the right‐of‐way ready for construction. 
Rocky Mountain Power continues to consider how the existing requirements to ready the right‐
of‐way might be further engaged to promote wildfire mitigation. In areas of elevated wildfire 
risk,  preparing  a  right‐of‐way  to  be  more  resilient  to  the  wildfire  risk  is  arguably  part  of 
“preparation  or  clearing  of  land.”  for  example,  trees  that  will  grow  to  violate  clearance 
specifications  could  be  removed  as  part  of  pre‐construction  clearing,  even  if  they  do  not 
implicate minimum clearance specifications at the time of construction. In addition, trees that 
are tall enough, or will grow tall enough, to fall and strike the line should be removed. These 
more  aggressive  tactics  may  not  be  appropriate  for  every  line  extension;  estimators,  in 
consultation with company foresters, will evaluate such options on a case by case basis. 
Facility  Design  –  FHCA  Exempt  Design  Standards.  The  use  of  FHCA  Exempt  equipment  is 
required on line extensions in the FHCA. (See the construction standards section above.) Such 
requirements  may  include  the  use  of  covered  conductor.  There  is,  however,  a  potential 
exception for the use of non‐expulsion fuses that have an FHCA Exempt design standard. It is 
necessary to maintain downstream fuse coordination on any power line. Estimators will only 
use FHCA Exempt fuses on the circuits that have been coordinated with FHCA Exempt fuses. If 
a circuit has not been coordinated with FHCA Exempt fuses, estimators will use normal T‐fuses. 
When a line extension is completed in an area of heightened wildfire risk, the facilities should 
be designed to minimize the risk of ignition. Because of the wildfire risk, the company is making 
many investments in wildfire mitigation programs that involve replacing working equipment. 
Completing the initial construction with FHCA Exempt equipment removes any future need to 
replace such equipment as part of a costly after‐the‐fact mitigation program. While use of FHCA 
Exempt equipment is required only in the FHCA, estimators are encouraged to use FHCA Exempt 
equipment outside the FHCA if local site conditions (i.e. dense wildland vegetation) warrant such 
use. (Again, it is necessary to maintain proper fuse coordination, so any use of FHCA Exempt 
fuses will likely be used in conjunction with circuits on the border of the FHCA or on spurs serving 
a remote location in a wildland area, such as a tap line serving a remote, wooded canyon.) 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 64 of 85

Facility Design – Span Width. New construction on distribution lines in the FHCA will require 
urban ruling span. Greater span lengths between poles can reduce construction  costs. But 
shorter span lengths decrease the potential for excessive sag and sway, which can result in 
phase‐to‐phase  faults  on  a  line.  Phase‐to‐phase  faults  can  result  in  arcing,  which  could 
potentially lead to a fire ignition. Construction using urban ruling span results in substantially 
shorter  span  lengths  compared  to  rural  ruling  span.  Traditionally,  many  areas  of  elevated 
wildfire risk would qualify as “rural,” and so greater span lengths have been approved in such 
areas. In areas of the greatest wildfire risk, however, Rocky Mountain Power has determined 
that the extra construction cost to decrease span lengths is warranted. Accordingly, Rocky 
Mountain Power is reducing the span lengths between poles in the FHCA by requiring the use 
of  urban  ruling  span.  In  addition,  estimators  consider  using  urban  ruling  span  on  new 
construction outside the FHCA, when local site conditions indicate an elevated wildfire risk on 
the particular route selected for the new distribution line. 
Facility  Design  –  Underground  Construction.  The  basic  design  decision  of  whether  to  use 
standard bare overhead wire, some variant of covered conductor, or underground construction 
has significant implications, for both construction cost to the applicant and long‐term wildfire 
mitigation for the utility. Unless a local ordinance requires underground construction, a line 
extension traditionally used a bare conductor overhead design. If the applicant is willing to pay 
the additional cost for an underground construction, an applicant may request underground 
installation. In certain circumstances, underground design may be required, and estimators 
consider the benefits of underground installation in areas with wildland vegetation. Because of 
the  dramatic  increase  in  cost,  however,  an  applicant  is  not  typically  required  to  pay  for 
underground construction. Consistent with the other treatments in wildland areas, it is more 
common to require use of covered conductor and other FHCA exempt equipment in areas of 
elevated wildland fire risk. Rocky Mountain Power will continue to consider whether more 
frequent use of underground installation is warranted in rural, wildland areas. 
9. Situational Awareness 
Situational  awareness  involves  knowledge  of  the  conditions  that  impact  the  potential  for 
wildfire ignition and spread. Increasing its situational awareness of such conditions helps an 
electric utility respond to local conditions and minimize the wildfire risk by making mitigation 
strategies more effective. 
Rocky Mountain Power obtains data regarding local conditions from many sources and uses the 
data to adjust its operations. Local weather data is the main input. For example, as discussed 
above, Rocky Mountain Power will adjust reclosing operations based on fire weather forecasts 
published by government agencies. Above all, the program for de‐energizing a power lines, 
discussed below, is heavily dependent on situational awareness. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 65 of 85
Weather Consultants. To improve its access to localized fire weather forecasts, the company 
has  engaged  an  external  weather  forecasting  expert,  Western  Weather,  to  provide  Rocky 
Mountain with daily forecasts for key areas in the FHCA. As discussed in greater detail below, 
Western Weather may also be called upon to provide real‐time weather consulting. Rocky 
Mountain Power has also engaged experts in the Department of Atmospheric Sciences at the 
University  of  Utah  to  better  understand  weather  metrics  associated  with  wildfire  risk, 
specifically in context with Utah’s climate. 
Weather Stations. Rocky Mountain Power continues to evaluate the need for additional micro 
weather data in areas with a high risk of wildfires that could threaten the public and property. 
In 2019, Rocky Mountain Power installed 11 weather stations on transmission and distribution 
assets. The company plans to install 25 additional weather stations, to obtain more precise local 
weather data in the FHCA and Public Safety Power Shutoff (PSPS) areas outlined in Section 10.3. 
Among other applications, the weather data is used to help determine when to implement an 
Emergency Operation Center. 
High‐Definition  Cameras.  While  prevention  is  always  the  best  mitigation,  Rocky  Mountain 
Power is also exploring the effectiveness of high‐definition cameras in helping suppress wildfires 
before they get out of control. Rocky Mountain Power is partnering with Alert Wildfire Systems 
to install 14 cameras on existing wireless broadband towers. The primary purpose for installing 
cameras on the Alert Wildfire network is to detect a new plume of smoke at the earliest time 
possible, to facilitate rapid and effective suppression responses by the appropriate suppression 
agencies.  This  technology  reflects  great  potential  for  minimizing  the  impact  of  an  ignition, 
especially in remote areas where a wildfire can often grow out of control before being spotted 
by  people.  Cameras  at  each  location  will  be  evaluated  after  three  years  of  installation  to 
determine whether their locations are proved to be beneficial. 
Community Engagement. In understanding wildfire and wildfire risk, Rocky Mountain Power 
gathers information from community resources. During periods of elevated wildfire conditions 
and  when  a  wildfire  is  in  progress,  the  company  collaborates  with  emergency  response 
professionals  and  local  government  to  help  evaluate  when  and  if  a  power  should  be  de‐
energized because of an approaching wildfire. Along those lines, the company works with fire 
suppression experts to protect the electrical network critical infrastructure. Recognizing the 
long‐term  benefits  of  preventative  measures,  Rocky  Mountain  Power  is  committed  to 
supporting programs which decrease the risk of wildfire and/or the impact of wildfire. For 
example, the company supports educating the public on maintaining defensible space. These 
common sense measures can both prevent fires and minimize the harm of fires. Defensible 
space requirements typically address vegetation clearances around power lines, including end 
of the line service drops to a customer. Compliance with such provisions can help prevent a 
falling tree branch from bringing down an energized wire. In addition, defensible space works 
to protect valuable structures from catching fire and burning, thereby minimizing the impact of 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 66 of 85

a  wildfire  moving  through  the  area.  Finally,  as  discussed  in  the  next  section,  community 
engagement is a major focus in Rocky Mountain Power’s plan for proactive de‐energization. 
10. Public Safety Power Shutoff (PSPS)  
10.1. Methodology  
Rocky Mountain Power may de‐energize power lines as a preventative measure during periods 
of the most extreme wildfire risk. This strategy is sometimes referred to in the industry as 
“proactive de‐energization” – Rocky Mountain Power’s initiative is specifically referred to as 
“Public Safety Power Shutoff” or “PSPS.” Traditionally, power lines may be de‐energized when 
an active wildfire is threatening a line. Proactive de‐energization implicates a different scenario, 
contemplating de‐energization of lines before there is any fire. The decision to employ PSPS is 
based on extreme weather conditions, including high wind speeds, high temperatures, low 
humidity and low fuel moisture content. In essence, PSPS is intended to avoid the potential of 
an ignition at a time in which such an ignition would be most dangerous. PSPS is a wildfire 
mitigation strategy of last resort, used to supplement – not replace – all of the various mitigation 
strategies discussed above. Rocky Mountain Power plans to implement PSPS in only exceptional 
circumstances.  Not  only  is  de‐energization  inconvenient  to  customers,  de‐energization  also 
potentially  implicates  other  public  safety  concerns.  While  Rocky  Mountain  Power  cannot 
guarantee a constant supply of power – and all customers are responsible to make sure that 
they have backup, contingency plans for when the electric grid is down – Rocky Mountain Power 
recognizes the practical reality that a reliable energy grid supports a community’s ability to 
respond to a wildfire (i.e., telecommunications, streetlights, water systems, etc.). In balancing 
these concerns, Rocky Mountain Power makes extraordinary effort to keep the entire grid 
energized at all times, and PSPS is implemented only when high winds threaten to damage 
equipment and spark a fire during the most extreme fire conditions. 
In 2019, Rocky Mountain Power developed a PSPS plan for Utah. During the summer of 2019, 
the company met with representatives of local government and the emergency response sector 
in each of the potentially affected communities to explain the PSPS plan. In addition, Rocky 
Mountain Power notified customers and held open town hall workshops. Fortunately, due to 
the relatively mild fire conditions in 2019, Rocky Mountain Power did not have to implement an 
actual PSPS event. For 2020 and beyond, the company is further evaluating the strengths and 
weaknesses in the PSPS plan and will make updates and revisions accordingly. In particular, as 
discussed in the situational awareness section above, Rocky Mountain Power engaged experts 
in  the  University  of  Utah’s  Department  of  Atmospheric  Sciences,  primarily  to  improve  the 
company’s understanding of wildfire weather conditions specific to Utah’s climate. Based on 
that engagement, and additional input from other experts, Rocky Mountain Power expects to 
further refine the processes it uses to make the ultimate decision of whether to implement  
a PSPS. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 67 of 85
10.2. Methodology for Selecting PSPS Areas 
PSPS will only be implemented in geographic areas of the highest wildfire risk. As discussed in 
the risk assessment section above, Rocky Mountain Power identified Fire High Consequence 
Areas (FHCA) in its Utah service territory, reflecting areas of elevated wildfire risk. To develop 
its PSPS plan, Rocky Mountain Power further examined the FHCA, identifying areas of extreme 
risk due to wildfire to people and property, including where constraints on ingress and egress 
pose special concerns. Rocky Mountain Power also considered the impact of other wildfire 
mitigation strategies, discussed throughout this plan, and their effectiveness in eliminating the 
risk of utility related ignition. As a result of this combined analysis, Rocky Mountain Power 
identified 10 geographic areas within the FHCA that may be subject to PSPS because of the 
heightened risk of catastrophic wildfire. Because of population density, nine areas are clustered 
in the Wasatch Mountains east of Salt Lake City. In such areas, when electrically connected 
power lines were included, there were over 23,000 customers potentially impacted by a PSPS. 
Rocky  Mountain  Power  explored  alternatives  to  minimize  the  impact  of  a  PSPS  on  such 
customers. To this end, the company investigated engineering solutions to isolate portions of 
power lines that reflect substantially less risk of utility‐related ignition of a wildfire, meaning 
that those sections may not need to be de‐energized during a PSPS event. For example, if a 
section of a circuit primarily consists of underground electrical facilities, engineers reviewed 
whether  those  underground  facilities  could  be  isolated  and  kept  energized  during  a  PSPS. 
Likewise, if a portion of a circuit was in a high‐risk FHCA, but another portion of the circuit was 
in a relatively low‐risk area (i.e., a highly developed area with impervious surfaces and irrigated 
landscaping), engineers again reviewed whether those lower‐risk areas could be isolated and 
kept in service during a PSPS event. Through this detailed engineering review, Rocky Mountain 
Power was able to identify substantial sections of the impacted distribution circuits that could 
be isolated and kept energized during a PSPS event. When the engineering review was done, 
isolation  solutions  reduced  the  impacted  customers  to  approximately  5,700  customers 
remaining in the resulting PSPS areas, reflecting a greater than 75% reduction.  
10.3. Description of PSPS Areas 
There is an interactive map on Rocky Mountain Power’s website showing the boundaries of the 
PSPS areas, available on the Public Safety Power Shutoff page at…              ………………... 
https://www.rockymountainpower.net/outages‐safety/wildfire‐safety/public‐safety‐power‐
shutoff.html. Depending on specific real‐time fire weather conditions, such boundaries could 
shift. For planning purposes, however, any PSPS event would very likely be constrained to the 
specific area depicted in the interactive map. Such areas are also shown in the figures below. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 68 of 85

 Figure 26. Map of Public Safety Power Shutoff Area in Northern Utah 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 69 of 85
Little Cottonwood. The Little Cottonwood PSPS focuses on the overhead lines at or near the 
mouth of Little Cottonwood Canyon. 

 Figure 27. Map of Little Cottonwood Canyon Public Safety Power Shutoff Area 
Big Cottonwood. Similarly, the Big Cottonwood PSPS focuses on the overhead lines at or near 
the mouth of Big Cottonwood Canyon. 

 Figure 28. Map of Mouth of Big Cottonwood Canyon Public Safety Power Shutoff Area 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 70 of 85

Olympus Cove and Millcreek Canyon. This PSPS area includes the properties on the furthest 
east portions of Olympus Cove that are nearest the wildland areas in the foothills and the 
entirety of Millcreek Canyon. 

 Figure 29. Map of Olympus Cove and Millcreek Canyon Public Safety Power Shutoff Area 
Mountain Dell. The Mountain Dell PSPS includes the section of the overhead distribution circuit 
headed  east,  up  Parley’s  Canyon,  from  the  company’s  Mountain  Dell  substation  and  the 
overhead distribution line serving the Mt. Aire neighborhood. 

 Figure 30. Map of Mountain Dell Public Safety Power Shutoff Area 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 71 of 85
Summit Park. The Summit Park PSPS includes all of Summit Park, Lamb’s Canyon, and the 
western portion of Jeremy Ranch. 

 Figure 31. Map of Summit Park Public Safety Power Shutoff Area 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 72 of 85

Park City. The Park City PSPS focuses on overhead sections of line around Park City. Some 
underground was included because it could not be isolated. Historic downtown was excluded 
(and would thus remain energized during a PSPS) because of the prevalence of imperious and 
irrigated surfaces. 

 Figure 32. Park City Public Safety Power Shutoff Area 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 73 of 85
Jordanelle North Shore. The Jordanelle North Shore PSPS includes the entire area north of 
Jordanelle Reservoir. 

 Figure 33. Map of Jordanelle North Shore Public Safety Power Shutoff Area 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 74 of 85

Wasatch Mountain State Park. The Wasatch Mountain State Park PSPS is the distribution line 
serving the campground in the Wasatch Mountain State Park and the properties on Snake Creek 
Road. 
Figure 34. Map of Wasatch Mountain Public Safety Power Shutoff Area 
Wallsburg / Sundance. The Wallsburg / Sundance PSPS includes Sundance and the properties 
east of Provo Canyon up South Fork Road served from the Wallsburg substation. 

 Figure 35. Map of Wallsburg / Sundance Public Safety Power Shutoff Area 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 75 of 85
Cedar City. The Cedar City PSPS is focused on overhead lines serving subdivisions southwest and 
southeast of historic Cedar City that are part of the wildland‐urban interface. 

 Figure 36. Map of Cedar City Public Safety Power Shutoff Area 
10.4. Implementation Protocols 
As  discussed  in  the  situation  awareness  section,  Rocky  Mountain  Power  engaged  a 
meteorological consultant to perform weather monitoring and forecast services, focusing on 
the PSPS areas. Every day during fire season, the weather consultant provides a forecast report 
on each of the PSPS areas. Such forecasts may prompt a notification to customers in a PSPS area 
of a potential PSPS event. Because weather forecasts are, by nature, inherently speculative, it 
must be stressed that such notifications only alert customers of the potential of a PSPS event. 
In 2019, Rocky Mountain Power employed a set of objective criteria to determine whether a 
notification  was  warranted.  In  2020,  the  company  engaged  experts  in  the  Department  of 
Atmospheric Sciences at the University of Utah to assist in refining the metrics that would 
indicate that a notification is warranted. Rocky Mountain Powers expects that this will be a 
somewhat  iterative  process,  as  the  company  seeks  to  find  a  balance  between  adequately 
warning the public of a potential PSPS event versus raising a false alarm too frequently. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 76 of 85

After the first notification is delivered, Rocky Mountain Power actively monitors actual weather 
conditions and endeavors to provide customers with additional notifications. If extreme wildfire 
conditions are forecast (or measured in actual conditions), Rocky Mountain Power may activate 
its Emergency Operation Center (EOC), which will closely monitor the electrical network and the 
weather, in consultation with the expert meteorological consultant. To this end, the EOC may 
deploy  circuit  crews  in  the  subject  PSPS  area,  to  monitor  local  environmental  and  asset 
conditions on the ground and in real time. The circuit crew lead will have direct communication 
channels to the EOC. Upon activation of the EOC, the company assembles customer lists in the 
subject PSPS area and a communication plan for those customers. The EOC is staffed to fill the 
following primary roles: 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 77 of 85
Table 14. PSPS Emergency Operations Roles 
PSPS Emergency Operations Center Leads Backup 
All Hazards / PSPS LastName FirstName Primary Order LastName FirstName 
All Hazards / PSPS  Mansfield  Curt  Emergency Operations Center Director  2  Ralston  Dana 
3  Bennion  Doug 
All Hazards / PSPS  Rich  Bret  Safety Officer  2  Nicholes  Todd 
3  Fewkes  Royce 
All Hazards / PSPS  Freestone  Kevin  Operations Section Chief  2  Spencer  Chris 
3  Fryer  Colby 
4  Bodily  Dan 
All Hazards / PSPS  Skinner  Wade  Liaison Officer  2  Miyake  Kristyn 
3  Connors‐Perez  Teresa 
All Hazards / PSPS  Anderton  Steve  Logistics / Resource Section Chief  2  Chapman  Jr. 
3  Stoor  Marv 
All Hazards / PSPS  Comeau  Bill  Regional Business Manager Section Chief  2  Morse  Lucky 
3  Area Regional Business Manager 
All Hazards / PSPS  On‐Call  Public Information Officer     Eskelsen  Dave 
Erickson  Tiffany 
Hall  Spencer 
All Hazards / PSPS  Favero  Kerry  Vegetation Management Section Chief  2  Evans  Dylan 
3  Vanderhoof  Robert 
All Hazards / PSPS  Liguouri  Sherry  Environmental Section Chief 2  Norton  Aaron 
3  Edmisten  Scott 
All Hazards / PSPS  Earl  Sheri  Emergency Operations Center Support  2  Owen  Jennifer 
PSPS  Vickers  Jeff  PSPS Weather Coordinator  2  Johnson  Matt 
3  Attaway  Robin 
4  Wells  Chris 
PSPS  Cavazos  Kellan  PSPS Transmission Coordinator  2  Wilson  Nathan 
3  Baye  Dan 
4  Riet  Chris 
PSPS  Oakeson  Brian  PSPS Distribution Coordinator  2  Turner  TJ 
3  Squires  Blair 
PSPS  Jones  Josh  PSPS Asset Conditions Coordinator  2  Bryson  Chris 
3  Golo  TJ 
4  Moulton  Jon 
PSPS  Christofferson  Cindy  PSPS Circuit Crew Coordinator Summit County / Park City  2  Hermreck  Jeff 
3  Lester  Dustin 
4  Martinez  Julene 
PSPS  Hermreck  Jeff  PSPS Circuit Crew Coordinator Salt Lake / Wasatch County  2  Lester  Dustin 
3  Martinez  Julene 
4  Rayburn  Ron 
PSPS  Lindley  Jeff  PSPS Circuit Crew Coordinator Utah County  2  Staheli  Kevin 
3  Walker  Lance 
4  Ferre  Adam 
PSPS  Perschon  Chris  PSPS Circuit Crew Coordinator Iron County / Cedar City  2  Buelte  Rich 
3  Hoggard  Lonnie 
Each specific EOC role has a primary person assigned to be responsible for that role, and each 
primary person has three designated backups.  
Based on all of the information available to the EOC, the EOC director may make a decision to 
implement a PSPS. Consistent with existing regulations and the general mandate to operate the 
electrical system safely, the EOC has discretion to determine when a PSPS is appropriate or not, 
at any particular time. In general, barring other unique circumstances, a PSPS would not be 
implemented unless extreme wildfire conditions have been measured (versus forecast only). 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 78 of 85

The EOC director will consider all available information, including real‐time feedback from other 
EOC participants and the circuit crew lead in the field, to determine whether PSPS is appropriate. 
In addition, based on all available information, the EOC director may decide to further refine the 
PSPS areas described above. As a matter of practical reality, the EOC director cannot know 
whether a PSPS will prevent a utility‐related ignition or not. If a PSPS is not implemented and an 
ignition occurs, the ignition itself is not proof that a PSPS should have been implemented. 
Likewise, if a PSPS is implemented, the event itself does not prove that an ignition that would 
have otherwise occurred was prevented. If the decision to implement a PSPS event is made by 
the  EOC  director,  the  de‐energization  and  restoration  is  governed  by  system  operating 
procedures designed for this purpose. Those procedures include a detailed procedure to patrol 
and visually inspect the entire circuit prior to re‐energizing. 
10.5. Communication Plan 
When there is a potential PSPS event forecast, customers and local government representatives 
will be provided notice, if feasible. The goal is to begin notifying customers 48 hours in advance 
of a potential de‐energization event. If this is not possible due to rapidly changing weather 
conditions (or any other emerging circumstances), the notification process will begin as soon as 
possible. Additional notice will be provided at appropriate times, as conditions are monitored 
and depending on the circumstances. There is some degree of balancing required. Customers 
generally  want  ample  advance  notice  of  any  actual  de‐energization.  At  the  same  time, 
recognizing  that  weather  forecasts  are  inherently  speculative, it  is  possible  to  overburden 
customers  with  notices  of  “potential”  PSPS  events  that  never  materialize,  especially 
remembering that Rocky Mountain Power’s fundamental business objective is to keep the grid 
energized except under the most extreme conditions. Rocky Mountain Power seeks to maintain 
balance by making information available through multiple outlets. 
In sending notices to customers, Rocky Mountain Power seeks to provide customers regular 
status updates about any PSPS event. In addition to basic information regarding anticipated 
times of de‐energization or re‐energization The company will provide information, which may 
include the following: (a) actions being taken to reduce the need to implement PSPS; (b) updates 
on actual and forecast weather conditions; (c) criteria being monitored as part of the PSPS 
evaluation; (d) maps of impacted areas; and (e) restoration information. 
Rocky Mountain Power’s communication plan contemplates notices to customers using multiple 
methods of communication. Direct customer notifications will be a combination of outbound 
calls, texts and emails. All customers will receive an outbound call at the one‐hour mark, the 
beginning of the event, the beginning of the re‐energization, and the cancellation of the event. 
Other notifications may be made leading up to during an event, at the instruction of the EOC 
director  during  the  event.  The  company  Rocky  Mountain  Power  may  post  more  frequent 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 79 of 85
updates, leading up and during an event, on its website14 and through social media. Certain 
representatives of local government and other community‐based organizations are contacted 
directly by company personnel who are responsible for those relationships. 
Additional procedural precautions are taken to make sure that notice of a PSPS is provided to 
customers  with  a  serious  medical  condition  who  depend  on  electric  service  for  necessary 
treatment. After an EOC is activated and before a PSPS event, Rocky Mountain Power will 
attempt, time and circumstances allowing, to make personal contact with vulnerable customers 
using life support equipment. 
10.6. PSPS Mitigation Activities 
Rocky Mountain Power is sensitive to the ramifications of a PSPS. Turning off the power is 
contrary  to  an  electric  utility’s  core  mission  and  culture.  And  Rocky  Mountain  Power 
understands that turning off power can have negative consequences for customers and the 
public at large. Concerns range from the economic impact that loss of power can mean to 
business customers, to the inconvenience for residential customers, to the serious implications 
in loss of power to certain medically vulnerable populations, who might depend on electric 
power for life‐saving equipment. De‐energization can also have an impact on public safety. 
Many irrigation systems depend on electric power. Communications systems can be impacted. 
Loss of traffic lights can slow down an evacuation. If a loss of power persist, community water 
and sewer systems are at risk. For all of these reasons, PSPS is the strategy of last resort. In 
keeping safety as its top priority, however, Rocky Mountain Power may have to implement a 
PSPS to guard against being a source of ignition. In doing so, the company has also planned 
certain measures to minimize the impact of such an event. 
First, Rocky Mountain Power proactively worked to limit the breadth of a PSPS long before an 
actual event by be required. As discussed above, the company performed an engineering review 
to limit, as much as possible, de‐energization to those power lines most at risk, being overhead 
lines in high‐risk wildland areas. To facilitate the process, the company has invested in certain 
protection equipment which allowed the desired isolation of at‐risk segments of a circuit. 
Second,  Rocky  Mountain  Power  included  in  the  PSPS  plan  measures  to  notify  medically 
vulnerable  populations.  Customers  who  are  currently  identified as  medical  baseline  for 
purposes of Electric Service Regulation No. 10 Section 2(c) (Serious Illness) and Section 2(d) (Life 
Support Equipment) are automatically be treated as vulnerable customers to receive special 
PSPS  notices  for  medically  vulnerable  customers.  Rocky  Mountain  Power  also  provides 
customers the opportunity to self‐identify as a member of a vulnerable population, and the 
company  completed  outreach  to  vulnerable  customers  through  direct  mail,  town  hall‐style 
meetings, social media, and the company’s website. In conjunction with this outreach effort, 

14See https://www.rockymountainpower.net/outages-safety/wildfire-safety/public-safety-power-shutoff.html.

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 80 of 85

the company engaged with community organizations which serve vulnerable populations to 
assist in the outreach. 
Third, Rocky Mountain Power may deploy mobile generation to help mitigate any impact of a 
PSPS.  Based  on  local  and  real‐time  circumstances,  the  EOC  will decide  if  deployment  is 
warranted and in what manner deployment would be most effective. 
11. Emergency Management and Response 
11.1. General Description 
Rocky Mountain Power’s emergency response to a wildfire is guided by the same principles and 
procedures  that  govern  Rocky  Mountain  Power’s  response  to  other  types  of  incidents. 
Whenever electric service is disrupted (or a disruption is threatened), Rocky Mountain Power’s 
emergency  response  is  guided  by  the  National  Incident  Management  System.  This  basic 
approach is applicable with respect to any type of wildfire event, ranging from a relatively small 
wildfire that a local fire suppression agency is able to control, to the larger wildfire events that 
require a coordinated interagency response. There is, of course, some variation in response 
driven by the specific characteristics of the event. For example, the governmental emergency 
responders with whom Rocky Mountain Power will coordinate will be different in a wildfire as 
compared to other types of events. For small wildfires, Rocky Mountain Power personnel will 
likely  work  directly  with  local  firefighters;  for  larger  wildfires,  Rocky  Mountain  Power 
management  will  likely  coordinate  with  an  incident  command  center  that  could  involve 
representatives of both state and federal agencies, likely including the BLM or the National 
Forest Service. In general, however, Rocky Mountain Power’s internal response structure will be 
organized for a wildfire event in a manner substantially identical to any other incident requiring 
an emergency response. 
The  National  Incident  Management  System  (NIMS)  guides  all  levels  of  government, 
nongovernmental  organizations(NGO)  and  the  private  sector  to  work  together  to  prevent, 
mitigate, respond to and recover from incidents. The NIMS provides shared vocabulary, systems 
and processes to successfully deliver the capabilities described in the National Preparedness 
System. In addition, the NIMS defines operational processes, including the Incident Command 
System (ICS), Executive Policy Group and Emergency Operations Center (EOC) structures that 
guide how personnel work together during incidents. The NIMS applies to all incidents and is 
designed to be scalable and, therefore, applicable for incidents that vary widely in terms of 
hazard, geography, climate and organizational authorities. 
Rocky Mountain Power’s Emergency Response Plan follows the NIMS and the ICS, and it is the 
foundation for Rocky Mountain Power’s response to all crisis and emergencies. Consequently, 
Rocky Mountain Power’s Emergency Response Plan follows the all‐hazards approach, which 
includes coordinating with other utilities and all levels of government. The plan supports an 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 81 of 85
organized and efficient response to a wide variety of events of differing magnitudes. The all‐
hazard  plan  is  a  management  tool  providing  a  scalable  response,  organizational  structure, 
procedures  for  information  management,  operational  activities, a  smooth  transition  to 
restoring normal services and the implementation of post‐incident actions. Designed to be 
interdisciplinary  and  organizationally  flexible,  positions  are determined  by  the  event  and 
required resources. 
Executive  Policy  Group.  The  Rocky  Mountain  Power  Executive  Policy  Group  consists  of 
executives and administrators from key internal organizations and is activated based on the 
severity of the incident and need for strategic support. As part of the structure, the group 
collects and analyzes information, makes high‐level strategic and procedural decisions, assists 
in the continuation of critical business processes, and helps facilitate cross‐platform incident 
coordination in support of those responsible for managing the incident. Concerns for public 
safety is a key consideration in determining the need to activate the Executive Policy Group. 
Emergency Operations Center (EOC). Bringing representatives from various Rocky Mountain 
Power organizations together in an EOC optimizes unity of effort and enables staff to share 
information, provide policy guidance to on‐scene personnel, plan for contingencies, deploy 
resources efficiently, and generally provide any support necessary. The composition of the team 
may vary depending on the nature and complexity of the incident. 
11.2. Emergency Response / Service Restoration 
Activation  of  the  response  function  takes  place  according  to  the  escalating  threat,  human 
impacts or severity of the incident. Incidents that threaten Rocky Mountain Power as a whole 
(e.g., contagious disease, cyberattacks), or place Rocky Mountain Power’s stability at risk, may 
require  high‐level  management  to  direct  strategic  policy,  financial  decision‐making,  crisis 
communications  and/or  other  emergency  management  functions.  During  a  wildfire  event, 
Rocky Mountain Power will work in coordination with incident command to de‐energize lines 
requested by the incident commander and to remove personnel from restricted access areas. 
Field personnel’s first priority is to provide line work support that may include but is not limited 
to de‐energization of power lines, inspection of assets and restoration activity. Independent fire 
suppression activity should not interfere with the ability to support the EOC and/or incident 
command. The operation of the system will be returned to normal as soon as practical, which 
typically occurs when the incident no longer needs the support and coordination functions 
provided by the EOC. If assets are damaged by the fire, the return to normal may be delayed 
until the facilities can be replaced or repaired. If support functions can be managed by individual 
organizations  through  normal  procedures,  operations  may  return to  normal  working  in 
coordination with the EOC. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 82 of 85

Pre‐Incident Preparedness. If an event is anticipated or advanced warning is received (i.e., a 
winter storm warning), pre‐incident activities may be implemented in advance of an actual 
event.  Forecasts  of  extreme  wildfire  conditions  may  warrant  pre‐incident  activities.  These 
activities may include deploying additional response personnel and resources, customer and 
stakeholder advanced notification, and situational monitoring of wildfire conditions, such as 
wind speed, temperature, humidity and fuel conditions (all of which might contribute to the 
ignition and/or spread of a wildland fire). 
Response to Incidents. The level of response is dictated by the seriousness of the incident. 
Incidents may be localized, or they may require support from an EOC. Moderate outage events 
and localized incidents require localized plan activation. In general, however, localized incidents 
can be quickly resolved with internal resources. These incidents have little or no impact on the 
public or normal operations and are managed by supervisors in the impacted district or area. 
More  complex  outage  events  and  potential  threats  that  are  beyond  the  scope  of  local 
management  often  require  coordination  of  a  considerable  amount of  resources,  extended 
involvement  and  contact  with  internal  business  units  and  external  stakeholders,  and  the 
potential for the incident to expand rapidly. This type of incident disrupts a significant number 
of customers, includes extended restoration time, or a perceived threat to service exists beyond 
the level where normal operating practices and local resources are sufficient to respond, and 
requires EOC activation. This type of incident might include, for example, a wildland fire, severe 
weather  forecasts  or  a  security  threat.  Additional  personnel  from  surrounding  operations 
districts may be required to respond. 
Mutual Assistance. Electric utilities have the ability to call upon other electric companies for 
emergency assistance, in the form of personnel, material or equipment, to aid in maintaining or 
restoring  electric  service  when  such  service  has  been  disrupted  by  acts  of  the  elements, 
sabotage or equipment malfunctions. Rocky Mountain Power is a member of several regional 
and national mutual assistance agreements with electric service providers. Parties to these 
agreements can request or provide assistance and resources to other members to support the 
restoration of electrical service when it cannot be restored in a timely manner by the affected 
Rocky Mountain Power alone. 
11.3. Community Outreach / External Collaboration 
Dissemination  of  timely,  accurate,  accessible  and  actionable  information  to  the  public  is 
important  in  all  phases  of  Rocky  Mountain  Power’s  incident  management.  The  outage 
restoration call‐back program is an automated system that simultaneously initiates call backs to 
hundreds or thousands of customers providing updated estimated times for restoration and to 
verify service has been restored. Communication with customers, key internal and external 
stakeholders and all levels of management as early as possible is key. The Rocky Mountain 
Power Joint Information System (JIS) consists of processes and tools to facilitate communication 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 83 of 85
with the public, news organizations, government entities and external stakeholders through 
social media, website restoration information, press releases and notification protocols while 
ensuring the messaging is consistent and comprehensive. 
Regional Business Managers. Rocky Mountain Power regional business managers maintain 
Rocky  Mountain  Power  relationships  with  local  government  jurisdictions  and  community 
organizations. Regional business managers are the primary contact for local leadership and 
critical customers in their area of responsibility. 
District  Operations  Managers.  District  operations  managers  maintain  relationships  and 
exchange contact information with local first responders. In the event of a wildland fire, district 
managers deploy to the jurisdictional agency’s Incident Command Post (ICP) to ensure electric 
safety awareness. The district operations manager acts as the liaison between the ICP and Rocky 
Mountain Power’s Control Center and EOC. 
Emergency Managers. Rocky Mountain Power’s emergency management group interfaces and 
maintains relationships with federal and state emergency responders and mutual assistance 
groups. The emergency manager has contact information for state, county and tribal emergency 
managers, the state’s EOC Emergency Support Functions (ESF) personnel, and the Geographic 
Area Coordination Centers dispatch centers for fire‐related emergency response. 
Fire  Cause  Investigation.  Rocky  Mountain  Power  will  cooperate  with  the  wildfire  incident 
command to review possible causes, source and origin where Rocky Mountain Power assets 
were damaged by a fire or when a Rocky Mountain Power asset is potentially involved in the 
fire origin.  
11.4. Training, Exercises and Continuous Improvement 
An effective response to any incident is determined by the ability to implement a controlled 
incident command structure and to assume responsibility for restoration and recovery activities. 
It is critical that individuals having responsibility for functions within the incident command 
system  are  familiar  with  their  responsibilities  and  have  practice  performing  those 
responsibilities.  Individuals  identified  with  primary  or  secondary  responsibility  within  the 
command center structure complete an annual review of the overall disaster response and 
recovery  plan.  These  individuals  are  required  to  contribute  to post‐crisis  and  emergency 
reporting, outlining any issues or concerns regarding their role and responsibilities. The incident 
command  system  is  activated  periodically  throughout  the  year  in  the  normal  course  of 
operations. An annual exercise is conducted to ensure that individuals otherwise not involved 
in incident management on a regular basis are practiced in responding. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power. Page 84 of 85

Rocky Mountain Power has a goal of continuous incident management improvement. Rocky 
Mountain Power evaluates exercises and actual response incidents, by identifying issues raised 
during the exercise or incident and documenting lessons learned and corrective action plans. 
Multiple methods are used to gather exercise and post‐action reviews, including participant and 
observer evaluation forms, remedial action tracking, and post‐exercise or after‐action incident 
reviews.  Lessons  learned  may  be  implemented  for  inclusion  in  Rocky  Mountain  Power’s 
response and restoration procedures and incorporated in the emergency response document. 
12. Performance Metrics and Monitoring 
Rocky Mountain Power will regularly evaluate and measure the effectiveness of the wildfire 
mitigation programs included in this plan. Consistent with UTAH CODE § 54‐24‐202, the company 
will file an annual report identifying the actual capital investments and expenses made in the 
prior calendar year and a forecast of the capital investments and expenses for the present year 
to  implement  this  plan.  In  conjunction  with  preparing  this  report,  Rocky  Mountain  Power 
intends to perform an annual assessment the plan. With respect to the wildfire risk mapping 
and risk assessment activities, Rocky Mountain Power will evaluate currently available data to 
determine whether the results and conclusions expressed in those sections remain consistent 
with new information. With respect to the wildfire mitigation activities identified throughout 
this plan, Rocky Mountain Power will evaluate whether those strategies and programs have 
been successfully implemented within the planned timeframes. Rocky Mountain Power also 
expects to learn from the review process and will update or supplement the planned mitigation 
activities as appropriate. A key metric for evaluating the effectiveness of mitigation strategies, 
especially as additional years provide additional data, will be the outages during fire season in 
the FHCA. 
The vice president of transmission and distribution operations is the executive sponsor for this 
wildfire mitigation plan. The following responsible persons have been identified for specific 
mitigation programs. 

Utah Wildland Fire Protection Plan

© 2020 Rocky Mountain Power.     Page 85 of 85
Table 15. Rocky Mountain Power Wildfire Mitigation Plan Roles and Responsibilities 
Plan Element  Responsible Role  Responsibility  
Risk Mapping    Director of Asset Management  Annually evaluate new data to determine whether any modification to 
the risk‐based mapping would be warranted.  
Risk Assessment    Director of Asset Management  Annually evaluate risks and integrate new data with risk‐based 
decision‐making approach.  
Inspect/Correct 
Programs  
 Director of Asset Management  Execute inspection and correction program consistent with revised 
inspection frequencies and correction timeframes.  
System 
Operations  
 VP of System Operations  Implement system operations procedures during wildfire season and 
conduct annual review of performance.  
Field Operations   Wires Director(s)   Implement fire season policies and arrange for the use of equipment 
contemplated in those policies.  
Environmental  Manager of T&D Environmental Manage Wildlife Protection Plan and evaluate effectiveness of reducing 
animal contacts. 
System 
Hardening  
 Director of Asset Management  Administer proposed system hardening programs and evaluate the 
utility of adding new projects or reprioritizing planned projects.  
Vegetation  
Management  
 Director of Vegetation 
Management  
Implement annual vegetation inspections, increased minimum 
clearances, and pole clearing program  
Situational  
Awareness  
Director of Asset Management Manage installation of weather stations and high‐definition cameras. 
Public Safety 
Power Shutoff  
 Director of Asset Management  Responsible for execution of the plan, including identification, 
reporting and communication  

1
CERTIFICATE OF SERVICE

Docket No. 20-035-28

I hereby certify that on June 1, 2020, a true and correct copy of the foregoing was served
by electronic mail to the following:

Utah Office of Consumer Services
Cheryl Murray [e-mail]
Michele Beck [e-mail]
Division of Public Utilities
[e-mail]
Assistant Attorney General
Patricia Schmid [e-mail]
Justin Jetter [e-mail]
Robert Moore [e-mail]
Victor Copeland [e-mail]
Rocky Mountain Power
Data Request Response Center [e-mail]
Jana Saba [e-mail]
[e-mail]
Tim Clark [e-mail]

_____________________________
Katie Savarin
Coordinator, Regulatory Operations